COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPELri.copel.com/ptb/8647/20-F_port.pdf · protocolo e publicação obrigatórios conforme a Norma 405 do Regulamento S-T (§232.405 desse capítulo)

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Arquivado perante a Securities and Exchange Commission em 27 de abril de 2017

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION

Washington, DC 20549

FORMULÁRIO 20-F RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM A SEÇÃO 13 OU 1 5(d)

DO SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016

Número de arquivamento na Comissão: 001-14668

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL (Nome Exato do Solicitante de Registro de acordo com o Especificado em Seu Estatuto)

Energy Company of Paraná

(Tradução em Inglês do Nome do Solicitante de Registro)

República Federativa do Brasil

(Jurisdição da Constituição ou Organização)

Rua Coronel Dulcídio, 800 80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil

(Endereço da Sede)

Antonio Sergio de Souza Guetter +55 41 3222 2027 – [email protected]

Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º andar – 80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil (Nome, telefone, e-mail e/ou número de fax e endereço da pessoa de contato a companhia)

Títulos mobiliários registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(b) do Act: Título de Cada Classe Nome das Bolsas de Valores em que estão registrados

Ações Preferenciais Classe B, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova Iorque American Depositary Shares (representadas por American Depositary

Receipts), cada título representando uma Ação Preferencial Classe B Bolsa de Valores de Nova Iorque

* Não para negociação, mas somente com relação ao registro de American Depositary Shares na Bolsa de Valores de Nova Iorque

Títulos registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(g) do Act: Nenhum Títulos para os quais há uma obrigação de comunicação de acordo com a Seção 15(d) do Act: Nenhum

Indique o número de ações em circulação de cada uma das classes de capital ou ações ordinárias do Emitente em 31de dezembro de 2016:

145.031.080 Ações Ordinárias, sem valor nominal 328.627 Ações Preferenciais Classe A, sem valor nominal

128.295.668 Ações Preferenciais Classe B, sem valor nominal

Indique se o interessado é um emitente experiente e conhecido, conforme definido na Norma 405 do SecuritiesAct.

Sim ☒ Não ☐

Se este relatório é um relatório anual ou de transição, indique se o interessado não é obrigado a arquivar relatórios conforme a Seção 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934.

Sim ☐ Não ☒

Indique se o interessado (1) protocolou todos os relatórios exigidos pela Seção 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934 durante os 12 meses precedentes (ou por períodos menores em que o interessado era obrigado a protocolar tais relatórios) e (2) esteve sujeito a tais requisitos de protocolamento durante os últimos 90 dias.

Sim ☒ Não ☐

Indique se o interessado protocolou eletronicamente e publicou em seu sítio eletrônico, se houver, todos os Arquivos Interativos de Dados de protocolo e publicação obrigatórios conforme a Norma 405 do Regulamento S-T (§232.405 desse capítulo) durante os 12 meses precedentes (ou por períodos menores em que o interessado era obrigado a protocolar tais arquivos).

N/A

Indique se o interessado é um largeacceleratedfiler, um acceleratedfiler, ou um non-acceleratedfiler. Ver definição de “acceleratedfilere largeacceleratedfiler” na Norma 12b-2 do Securities Exchange Actde 1934. (Marque uma opção):

Largeacceleratedfiler ☒ Acceleratedfiler ☐ Non-acceleratedfiler☐

Indique qual base de contabilidade o interessado usou para preparar as demonstrações financeiras contidas neste arquivamento:

U.S. GAAP (PCGA nos EUA) ☐ IFRS ☒ Outra ☐

Se a opção “outra” foi marcada em resposta à questão anterior, indique qual item de demonstrações financeiras o interessado decidiu observar.

N/A

Se este é um relatório anual, indique se o interessado é uma shellcompany (conforme definido na Norma 12b-2 do Securities Exchange Actde 1934).

Sim ☐ Não ☒

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Sumário

Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações ................................................................................. 3 Afirmações Sobre o Futuro ............................................................................................................................................ 3 Item 1. Identidade dos Conselheiros, da Alta Direção e dos Consultores ............................................................ 4 Item 2. Estatísticas de Oferta e Cronograma Esperado ........................................................................................ 4 Item 3. Informações Principais ............................................................................................................................. 5

Informações Financeiras Selecionadas ..................................................................................................... 5 Taxas de Câmbio ...................................................................................................................................... 8 Fatores de Risco ....................................................................................................................................... 8

Item 4. Informações sobre a Companhia ............................................................................................................ 21 A Companhia ......................................................................................................................................... 21 Negócios................................................................................................................................................. 24 Concessões ............................................................................................................................................. 45 Concorrência .......................................................................................................................................... 52 Meio Ambiente....................................................................................................................................... 53 Ativo Imobilizado .................................................................................................................................. 53 O Processo de Desapropriação ............................................................................................................... 53 O Setor Elétrico Brasileiro ..................................................................................................................... 54

Item 4A. Comentários da Equipe em Aberto ........................................................................................................ 70 Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras ............................................................................... 71

Visão Geral ............................................................................................................................................ 71 Políticas Contábeis Críticas .................................................................................................................... 74 Análise das Vendas de Eletricidade e do Custo da Eletricidade Adquirida ........................................... 79 Resultados das Operações dos Exercícios Encerrados em 31 de Dezembro de 2016, 2015 e 2014 ....... 80 Liquidez e Recursos de Capital .............................................................................................................. 89 Obrigações Contratuais .......................................................................................................................... 93 Ajustes Fora do Balanço Patrimonial ..................................................................................................... 94

Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados .................................................................................................. 94 Conselho de Administração ................................................................................................................... 94 Diretoria ................................................................................................................................................. 97 Conselho Fiscal .................................................................................................................................... 100 Comitê de Auditoria ............................................................................................................................. 100 Remuneração dos Conselheiros, Diretores, Membros Do Conselho Fiscal e Membros do Comitê de Auditoria .............................................................................................................................................. 101 Empregados .......................................................................................................................................... 102 Participação Acionária ......................................................................................................................... 104

Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas .............................................................. 105 Acionista Majoritário ........................................................................................................................... 105 Transações com Partes Relacionadas ................................................................................................... 106

Item 8. Informações Financeiras ...................................................................................................................... 108 Ações Judiciais ..................................................................................................................................... 108 Pagamento de Dividendos .................................................................................................................... 109

Item 9. Oferta e Listagem ................................................................................................................................. 113 Item 10. Informações Adicionais........................................................................................................................ 115

Estatuto Social ...................................................................................................................................... 115 Contratos Relevantes ............................................................................................................................ 118 Controles de Câmbio ............................................................................................................................ 118 Tributação ............................................................................................................................................ 119 Dividendos e Agentes Pagadores ......................................................................................................... 125 Declaração de Perito ............................................................................................................................ 126 Documentos à Disposição .................................................................................................................... 126

Item 11. Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado ..................................................... 126 Item 12. Descrição dos Títulos Mobiliários que não Ações ............................................................................... 126 Item 12A. Títulos de Dívida .................................................................................................................................. 126 Item 12B. Garantias e Direitos .............................................................................................................................. 126

ii

Item 12C. Outros Títulos ...................................................................................................................................... 126 Item 12D. American Depositary Shares ................................................................................................................ 126 Item 13. Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações ......................................................................... 127 Item 14. Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda ........ 127 Item 15. Controles e Procedimentos ................................................................................................................... 127 Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria .................................................................................. 131 Item 16B. Código de Ética .................................................................................................................................... 131 Item 16C. Honorários e Serviços do Auditor Principal ......................................................................................... 131 Item 16D. Dispensa dos Padrões de Listagem para Comitês de Auditoria ........................................................... 132 Item 16E. Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados ........................................................ 132 Item 16F. Mudanças no Contador Certificador da Companhia ............................................................................ 133 Item 16G. Governança Corporativa ...................................................................................................................... 133 Item 17. Demonstrações financeiras ................................................................................................................... 135 Item 18. Demonstrações financeiras ................................................................................................................... 135 Item 19. Anexos ................................................................................................................................................. 136 Glossário de Termos Técnicos e Outros Termos ....................................................................................................... 137 Assinaturas .............................................................................................................................................................. 144

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APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS IN FORMAÇÕES

Neste Relatório Anual, referimo-nos à Companhia Paranaense de Energia – Copel e, a menos que de outro modo exigido pelo contexto, a suas subsidiárias consolidadas, como “Copel”, a “Companhia”, “nós” ou “nos”.

As referências a (i) “real”, “ reais” ou “R$” dizem respeito a reais brasileiros (plural) e ao real brasileiro (singular), e a (ii) “dólares americanos”, “dólares” ou “US$” dizem respeito aos dólares dos Estados Unidos. Mantemos nossos livros e registros em reais. Alguns números incluídos neste relatório anual foram submetidos a ajustes de arredondamento.

As demonstrações financeiras consolidadas e auditadas da Copel em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e para cada período encerrado em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 estão incluídas neste Relatório Anual. Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste Relatório Anual de acordo com os Padrões Internacionais de Divulgação Financeira (International Financial Reporting Standards), ou IFRS, publicados pelo Conselho Internacional de Padrões de Contabilidade (International Accounting Standards Board), ou IASB.

As referências neste Relatório Anual a “Ações Ordinárias”, “Ações Classe A” (ou “Classe A”) e “Ações Classe B” (ou “Classe B”) dizem respeito às nossas ações ordinárias, ações preferenciais classe A e ações preferenciais classe B, respectivamente. Referências a “American Depositary Shares” ou “ADSs” dizem respeito a American Depositary Shares, cada um representando uma ação classe B. As ADSs são representadas por American Depositary Receipts (“ADRs”).

Alguns termos são definidos na primeira vez em que são usados neste Relatório Anual. Como usados no presente documento, “GW” e “GWh” significam, respectivamente, gigawatt e gigawatts-horas; “kW” e “kWh” significam, respectivamente, quilowatt e quilowatts-horas, “MW” e “MWh” significam, respectivamente, megawatt e megawatts-horas, e “kV” significa quilovolt. Esses e outros termos técnicos estão definidos no glossário técnico que começa na página 137.

AFIRMAÇÕES SOBRE O FUTURO

Este Relatório Anual contém afirmações sobre o futuro. Também podemos fazer afirmações escritas ou orais sobre o futuro em nosso relatório anual aos acionistas, em nossas circulares e nossos prospectos de oferta, em press releases e em outros materiais escritos e em afirmações orais feitas por nossos conselheiros, diretores ou empregados. Essas afirmações não são fatos históricos e são baseadas na percepção e nas estimativas atuais da administração sobre circunstâncias econômicas futuras, condições setoriais, desempenho da Companhia e resultados financeiros. As palavras “espera”, “acredita”, “estima”, “projeta”, “planeja” e expressões similares, no que dizem respeito à Companhia, servem para identificar afirmações sobre o futuro. Afirmações sobre declaração ou pagamento de dividendos, implementação das principais estratégias operacionais e financeiras e planos de investimento de capital, direção de operações futuras e fatores ou tendências que afetam a condição financeira, a liquidez ou os resultados operacionais são exemplos de afirmações sobre o futuro. As afirmações sobre o futuro são válidas somente na data em que são feitas, e não assumimos qualquer obrigação de atualizar publicamente quaisquer delas à luz de novas informações ou eventos futuros.

As afirmações sobre o futuro envolvem apenas a perspectiva atual da administração e estão sujeitas a vários riscos e incertezas a elas inerentes. Não há garantia de que eventos, tendências ou resultados esperados vão efetivamente ocorrer. Chamamos sua atenção para o fato de que uma série de importantes fatores pode fazer com que os resultados efetivos sejam diferentes, de modo relevante, dos contidos em qualquer afirmação sobre o futuro. Tais fatores incluem os seguintes, mas a eles não se limitam:

● condições políticas e econômicas no Brasil;

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● condições econômicas no Estado do Paraná;

● desdobramentos em outros países emergentes;

● nossa capacidade de obter financiamento;

● ações judiciais;

● condições técnicas e operacionais relativas ao fornecimento de serviços de energia;

● mudanças ou dificuldades em adaptar-se a regulamentos governamentais;

● concorrência;

● escassez de eletricidade; e

● outros fatores discutidos abaixo em “Item 3. Informações Principais—Fatores de Risco”.

Todas as afirmações sobre o futuro envolvem expressamente, em sua totalidade, a ressalva objeto deste alerta, e você não deve confiar em nenhuma afirmação sobre o futuro contida neste Relatório Anual.

Item 1. Identidade dos Conselheiros, da Alta Direção e dos Consultores

Não aplicável.

Item 2. Estatísticas de Oferta e Cronograma Esperado

Não aplicável.

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Item 3. Informações Principais

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS

Esta seção contém dados financeiros selecionados consolidados apresentados em reais, derivada de nossas demonstrações financeiras consolidadas que foram preparadas de acordo com as normas IFRS referentes a cada um dos cinco exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2016, 2015, 2014, 2013 e 2012.

Os seguintes dados financeiros selecionados devem ser lidos em conjunto com nossas demonstrações financeiras auditadas (incluindo as notas explicativas), "Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações" e "Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras".

Os dados financeiros selecionados em 31 de dezembro de 2016 e 2015 e nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 são derivados de nossas demonstrações financeiras auditadas, preparadas de acordo com o IFRS e incluídas neste relatório anual. Os dados financeiros selecionados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012 e para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012 foram extraídos de nossas demonstrações financeiras auditadas, preparadas de acordo com o IFRS, as quais não estão incluídas neste relatório anual.

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Para os exercícios encerrados em 31 de dezembro

2016 2015 2014 2013 2012

(milhões de R$)

Dados da Demonstração de Resultado:

Receitas operacionais (1) 13.102 14.946 13.996 9.288 8.659

Custo de vendas e serviços (10.234) (11.799) (11.289) (7.159) (6.629)

Lucro bruto 2.868 3.147 2.707 2.129 2.030

Receitas/despesas operacionais (824) (1.020) (903) (784) (859)

Lucro antes de resultados financeiros e impostos 2.044 2.127 1.804 1.345 1.171

Resultados financeiros (566) (329) 54 161 (198)

Lucro antes de imposto de renda e contribuição social 1.478 1.798 1.858 1.506 973

Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (530) (532) (522) (405) (246)

Lucro líquido do exercício 948 1.266 1.336 1.101 727

Dados do Balanço Patrimonial:

Ativo circulante 4.403 6.933 5.218 4.680 4.682

Conta de Resultados a Compensar (CRC) (2) 1.523 1.383 1.344 1.381 1.384

Ativo não circulante 8.302 4.952 8.261 7.224 6.297

Ativo imobilizado (líquido) 8.934 8.693 8.304 7.984 7.872

Ativo total 30.434 28.948 25.618 23.111 21.209

Empréstimos, financiamentos e debêntures (circulante) 2.602 1.233 1.299 1.015 274

Passivo circulante 5.656 4.789 4.055 3.348 2.833

Empréstimos, financiamentos e debêntures (não circulante) 6.235 6.529 4.755 3.517 2.988

Passivo não circulante 9.623 9.574 7.880 6.835 6.014

Patrimônio líquido 15.155 14.585 13.683 12.929 12.362

Atribuível aos acionistas controladores 14.864 14.246 13.331 12.651 12.097

Atribuível a participações não controladoras 291 339 352 277 265

Capital social 7.910 6.910 6.910 6.910 6.910

(1) As informações contidas neste documento refletem a reapresentação da Demonstração de Resultados dos exercícios encerrados em 2015, 2014, 2013 e 2012. Para obter mais informações sobre a reapresentação de nossa demonstração de resultados, consulte "RESULTADOS DAS OPERAÇÕES DOS EXERCÍCIOS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016, 2015 E 2014 - Resultados das Operações de 2016 em Comparação com 2015" e – “Resultados das Operações de 2015 em Comparação com 2014”. (2) Valores devidos pelo Estado do Paraná que foram incluídos no ativo circulante totalizaram R$ 111,7 milhões em 2015, R$ 94,6 milhões em 2014, R$ 85,5 milhões em 2013 e R$ 75,9 milhões em 2012. Valores devidos pelo Estado do Paraná que foram incluídos no ativo não circulante totalizaram R$ 1.271,6 milhões em 2015, R$ 1.249,5 milhões em 2014, R$ 1.295,1 milhões em 2013 e R$ 1.308,4 milhões em 2012. Em 2016, o valor total foi incluído no ativo não circulante em decorrência da Novação do Termo de Ajuste da CRC, em andamento. Vide Nota 8 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Esse item inclui os créditos curto e de longo prazo da CRC.

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2016 2015 2014 2013 2012

(R$, exceto pelo número de ações)

Lucro básico e diluído por ação:

Ações ordinárias 3,35 4,16 4,21 3,74 2,44

Ações preferenciais Classe A 3,68 4,58 4,63 4,49 4,17

Ações preferenciais Classe B 3,68 4,57 4,63 4,12 2,69

Número de ações em circulação ao fim do exercício (em milhares):

Ações ordinárias 145.031 145.031 145.031 145.031 145.031

Ações preferenciais Classe A 329 380 380 381 381

Ações preferenciais Classe B 128.295 128.244 128.244 128.243 128.243

Total 273.655 273.655 273.655 273.655 273.655

Dividendos por ação ao fim do exercício:




2016 2015 2014 2013 2012

(US$(1), exceto pelo número de ações)

Lucro básico e diluído por ação:




Número de ações em circulação ao fim do exercício (em milhares):

Ações ordinárias 145.031 145.031 145.031 145.031 145.031

Ações preferenciais Classe A 329 380 380 381 381

Ações preferenciais Classe B 128.295 128.244 128.244 128.243 128.243

Total 273.655 273.655 273.655 273.655 273.655

Dividendos por ação ao fim do exercício:




(1) Essas informações são apresentadas em dólar americano considerando a taxa de câmbio vigente no final de cada ano.

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TAXAS DE CÂMBIO

A tabela seguinte apresenta informações sobre a taxa de câmbio para venda, expressa em reais por dólar americano (R$ /US$), nos períodos indicados.

Taxa de câmbio da moeda brasileira por US$1,00

Ano Mínimo Máximo Média(1) Fim do período

2012 1,7024 2,1121 1,9588 2,0435

2013 1,9528 2,4457 2,1741 2,3426

2014 2,1974 2,7403 2,3599 2,6562

2015 2,5754 4,1949 3,3876 3,9048

2016 3,1193 4,1558 3,4500 3,2591

Fonte: Banco Central. (1)Representa a média das taxas de câmbio no último dia de cada mês do período.

Mês Mínimo Máximo

Outubro de 2016 3,1193 3,2359

Novembro de 2016 3,2024 3,4446

Dezembro de 2016 3,2591 3,4650

Janeiro de 2017 3,1270 3,2729

Fevereiro de 2017 3,0510 3,1479

Março de 2017 3,0765 3,1735

Abril de 2017 (até 17 de abril de 2017) 3,0923 3,1463 ____________ Fonte: Banco Central.

FATORES DE RISCO

Riscos Relacionados a Nossa Companhia e Nossas Operações

Somos controlados pelo Estado do Paraná, e as políticas e prioridades governamentais afetam diretamente nossas operações e podem ser conflitantes com os interesses de nossos investidores.

Somos controlados pelo Estado do Paraná, que detém 58,6% de nossas ações ordinárias em circulação com direito a voto na data deste Relatório Anual, e cujos interesses podem ser diferentes dos de outros acionistas. Como acionista majoritário, o Estado do Paraná detém o poder de controlar todas as nossas operações, incluindo o poder de eleger a maioria dos membros de nosso Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer ação que requeira aprovação dos portadores de ações ordinárias, incluindo transações com partes relacionadas e reestruturações societárias.

Nossas operações têm tido e continuarão a ter um impacto importante sobre o desenvolvimento comercial e industrial do Estado do Paraná. No passado, o Estado do Paraná utilizou, e pode utilizar no futuro, sua condição de nosso acionista controlador para decidir se devemos exercer determinadas atividades e fazer determinados investimentos que visam, principalmente, promover suas políticas públicas ou seus objetivos sociais e não necessariamente cumprir o objetivo de melhorar o nosso negócio e/ou os nossos resultados operacionais.

Dependemos em grande parte da economia do Estado do Paraná.

Nosso mercado de distribuição e a maioria de nossas vendas de eletricidade está localizado no Estado do Paraná. Embora um mercado mais competitivo envolvendo possíveis vendas a clientes fora do Estado possa desenvolver-se no futuro, nosso negócio depende, e espera-se que continue a depender em grande parte, das

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condições econômicas do Paraná. Não podemos assegurar que as condições econômicas no Paraná nos serão favoráveis no futuro. O PIB (produto interno bruto) do Estado do Paraná apresentou retração de 2,4% em 2016, enquanto o PIB do Brasil apresentou retração de 3,6% no mesmo período.

O ambiente econômico recessivo levou à redução de consumo no Estado do Paraná e no Brasil como um todo, resultando em energia excedente no sistema interconectado, reduzindo, consequentemente (i) os preços no curto prazo e (ii) os preços negociados no mercado livre. Simultaneamente, os preços no mercado regulado mantiveram-se em elevação devido a deficiências de oferta por parte da energia contratada pelas distribuidoras e aos preços elevados no mercado de curto prazo em anos anteriores. Como resultado, os consumidores migraram sistematicamente para o mercado livre e, portanto, o mercado cativo dos distribuidores sofreu redução em 2016. A redução do mercado cativo muitas vezes leva as distribuidoras a vender energia contratada em excesso no mercado de curto prazo, o qual está sujeito a relevantes flutuações de preços. Sempre que o preço no mercado de curto prazo é inferior ao preço pago pela distribuidora no seu contrato de compra de energia de longo prazo, a venda de energia no mercado de curto prazo é feita com prejuízo.

As condições econômicas em deterioração no Estado do Paraná e os maiores preços de energia poderão afetar tanto a capacidade de pagamento por parte de nossos clientes de distribuição, assim como aumento nos valores de nossas perdas comerciais. Um aumento de nossas perdas comerciais ou recebíveis incobráveis poderiam afetar adversamente nossos negócios, condição financeira e resultado operacional.

O desempenho geral da economia no Brasil e no Estado do Paraná registrou queda em 2016. Entre outras razões, essa queda resultou em uma redução de 2,0% no consumo de energia no Estado do Paraná em comparação a 2015. Por exemplo, em 2016, o mercado cativo da Copel Distribuição (concentrado no Estado do Paraná) apresentou redução de 7,1%, refletindo a redução na renda média da população em conjunto com a migração de clientes para o Mercado Livre, principalmente com relação aos clientes do setor comercial e industrial.

Além disso, maiores preços de eletricidade, assim como o fraco desempenho econômico no Estado do Paraná afetaria a capacidade de pagamento por parte de alguns de nossos clientes de distribuição. Em 31 de dezembro de 2016, nossos recebíveis vencidos junto aos Consumidores Finais somavam aproximadamente R$ 642,2 milhões no total, ou 12,3% de nossa receita proveniente de vendas de eletricidade aos Consumidores Finais no exercício findo em 31 de dezembro de 2016, e nossa provisão para devedores duvidosos relacionada com esses recebíveis totalizou R$ 217,5 milhões. Vide Nota 7 de nossas Demonstrações Financeiras consolidadas e auditadas.

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

Estamos envolvidos em diversas ações judiciais que podem ter efeito adverso relevante sobre nosso negócio se seu desfecho nos for desfavorável.

Somos réus em vários processos judiciais, principalmente relativos às questões civis, administrativas, trabalhistas e tributárias. Os desfechos desses processos são incertos e, se nos forem desfavoráveis, podem resultar em obrigações que podem afetar adversamente nossos resultados operacionais. Em 31 de dezembro de 2016, nossas reservas para perdas prováveis (mais prováveis do que não) e razoavelmente estimadas eram de R$ 1.241,3 milhões. Para informações adicionais, ver “Item 8. Informações Financeiras – Ações Judiciais”.

A construção e a expansão de nossos projetos de transmissão e geração de energia envolvem riscos significativos que podem exercer um efeito adverso sobre a Companhia.

Para o desenvolvimento de projetos de transmissão e geração, geralmente precisamos obter estudos de viabilidade, concessões ou autorizações governamentais, licenças e aprovações, acordos de desapropriação,

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

Se não pudermos concluir um projeto, quer em sua fase de desenvolvimento inicial quer após a construção ter iniciado, ou caso a conclusão de um projeto seja adiada, isto poderá reduzir o nosso retorno financeiro esperado do projeto, o que poderá resultar em perda do valor recuperável (impairment). Caso vivenciemos este ou outros problemas relacionados com a expansão da transmissão de energia elétrica e da capacidade de geração, talvez estejamos expostos a maiores custos, ou talvez não consigamos atingir a receita planejada com relação aos referidos projetos de expansão, o que poderá exercer um efeito adverso sobre nossa condição financeira e resultado operacional.

Estamos sujeitos a limitações quanto ao valor e a utilização de financiamento do setor público, que poderia nos impedir de obter financiamento e implementar nosso plano de investimento.

Nosso orçamento atual antecipa dispêndios de capital para expansão, modernização, pesquisa, infraestrutura e projetos ambientais de aproximadamente R$ 2.034,9 milhões em 2017. Como uma empresa controlada pelo estado, estamos sujeitos a certas limitações definidas pelo Conselho Monetário Nacional (“CMN”) e pelo Banco Central do Brasil (“Banco Central do Brasil”) sobre o nível de crédito que as instituições financeiras podem oferecer a entidades do setor público. Como resultado, talvez tenhamos dificuldade na obtenção de financiamento de instituições financeiras brasileiras e internacionais, que podem criar dificuldades na execução do nosso plano de investimentos. Além disso, alguns dos nossos contratos de concessão possuem disposições que limitam nosso nível de endividamento permitido, que poderia também afetar a nossa capacidade de obter o financiamento necessário. Como resultado dessas regulamentações e disposições, nossa capacidade de contrair dívidas de determinadas fontes é limitada, o que poderia afetar negativamente a execução do nosso plano de investimento.

As violações de segurança e outras perturbações poderiam comprometer nossos centros de dados e operações e expor-nos a arcar com as responsabilidades, o que prejudicaria os nossos negócios e a nossa reputação.

Durante o nosso curso normal dos negócios, recolhemos e armazenamos os dados pessoais dos nossos clientes nos nossos centros de dados. Apesar das nossas medidas de segurança, a nossa tecnologia da informação e infraestrutura podem ficar vulneráveis a ataques de hackers ou serem violadas devido ao erro de um funcionário, por má-fé ou outras perturbações. Qualquer violação poderia comprometer nossas redes e as informações armazenadas nelas poderiam ser acessadas, divulgadas publicamente, perdidas ou roubadas. Qualquer tipo de acesso, divulgação ou perda de informações poderia afetar nossas operações e resultar em queixas ou processos sob as leis brasileiras que protegem a privacidade das informações pessoais (dentre outros) e afetar a nossa reputação.

A interrupção das operações ou a deterioração da qualidade dos nossos serviços, ou das nossas subsidiárias, poderia ter efeito adverso nos nossos negócios, situação financeira e resultados das operações.

A operação dos complexos sistemas e das redes de geração, transmissão e distribuição de energia envolve vários riscos, como problemas operacionais e interrupções inesperadas, causados por acidentes, quebras ou falhas de equipamentos ou processos, desempenho abaixo dos níveis esperados de disponibilidade e eficiência dos ativos ou desastres (como explosões, incêndios, fenômenos naturais, deslizamentos, sabotagem, vandalismo e eventos similares). Além disso, as decisões operacionais das autoridades responsáveis pela rede de energia elétrica, questões ambientais, operações e outros assuntos que afetam a geração, transmissão ou distribuição de energia poderiam ter efeito adverso sobre o desempenho e a lucratividade das operações dos nossos sistemas de geração, transmissão e distribuição. Se essas questões ocorressem, nosso seguro poderia ser insuficiente para cobrir integralmente o custo e

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os prejuízos em que poderíamos incorrer como resultado dos danos causados aos nossos ativos, ou devido a faltas de energia.

Além disso, as receitas que as nossas subsidiárias geram com a construção, operação e manutenção das suas instalações estão relacionadas à disponibilidade de equipamentos e ativos e à qualidade dos serviços (continuidade e serviço, de acordo com os níveis exigidos pela regulamentação). Segundo os respectivos contratos de concessão, nós e nossas subsidiárias estamos sujeitos a: (i) redução da receita do nosso negócio de distribuição como resultado da redução da alocação da "Parcela B" na fórmula de cálculo da receita; (ii) redução da Receita Anual Permitida (ou RAP) para empresas de transmissão; (iii) efeitos do Fator de Disponibilidade (ou FID) e os níveis de garantia física para as instalações de geração; e (iv) aplicação de multas e pagamentos dos valores de compensação, dependendo do escopo, gravidade e duração da indisponibilidade dos serviços e equipamentos. Portanto, as faltas de energia ou interrupções nas nossas instalações de geração, transmissão e distribuição, ou nas subestações ou redes, podem causar um efeito material adverso sobre os nossos negócios, situação financeira e resultados das operações.

Riscos Relacionados com o Setor Elétrico Brasileiro

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

Sob a Lei Federal nº 12.783/2013, ou Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, só poderemos renovar nossas concessões vigentes a partir de 1995 (e, no caso das instalações de geração, os contratos de concessão de geração celebrados antes de 2003) por um período adicional de 30 anos (ou um período adicional de 20 anos, no caso de usinas termelétricas), se concordarmos em alterar os termos do contrato de concessão que pode ser renovado para refletir os novos termos e condições impostos pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, que variam dependendo se a concessão for de geração, transmissão ou distribuição. Se não concordarmos com a alteração do contrato de concessão para refletir essas novas condições, ele não poderá ser renovado e estará sujeito à licitação após sua expiração, sendo que há a possibilidade de perdermos tal licitação. Caso nossas concessões não sejam renovadas ou sejam renovadas em condições menos favoráveis, nossa situação financeira e nossos resultados operacionais poderão ser afetados substancial e negativamente ou, se elas forem renovadas em condições menos favoráveis, nossa condição financeira e nosso resultado operacional poderão ser afetados adversamente.

Para mais informações vide “Item 4. Informações Sobre a Companhia - Concessões”.

Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas atuais, que atualmente têm sido voláteis. O impacto da falta de água e as medidas adotadas pelo governo no sentido de preservar energia podem exercer um efeito adverso sobre nossos negócios, nossa condição financeira e nosso resultado operacional.

Dependemos das condições hidrológicas existentes no Brasil e na região geográfica em que operamos. De acordo com dados da ANEEL, aproximadamente 64,4% da capacidade instalada brasileira atual é proveniente de usinas de geração hidrelétrica. As condições hidrológicas na nossa região, e no Brasil, de forma geral, estão frequentemente sujeitas a condições hidrológicas imprevisíveis devido a desvios não-cíclicos da precipitação média.

De 2012 a 2015, o Brasil vivenciou um período de baixo índice pluviométrico. As baixas condições hidrológicas poderiam levar o governo brasileiro a instituir um programa de racionamento, o que exigiria nosso segmento de distribuição distribuir menos energia aos Consumidores Finais. Nosso segmento de distribuição seria afetado adversamente por um programa obrigatório de racionamento, pois as receitas se baseiam parcialmente no volume de eletricidade que fornecemos através de nossa rede de distribuição aos Consumidores Finais. Contudo, um programa obrigatório de racionamento envolve uma redução previsível de energia, o que permitiria nosso segmento de distribuição melhor estimar a quantidade de eletricidade que deverá comprar visando a venda aos Consumidores Finais. Além disso, no contexto de um programa formal de racionamento, nosso segmento de distribuição seria totalmente compensado pela quantidade de energia adquirida antes do período de racionamento, além da quantidade de energia que lhe é permitido distribuir segundo o programa de racionamento, através do ajuste automático em seus contratos de fornecimento de energia.

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Por outro lado, o governo federal brasileiro reagiu, no passado, a fracas condições hidrológicas não pela implementação de um programa formal de racionamento, mas fazendo com que os Consumidores Finais reduzissem o consumo de energia de outras formas, por exemplo, através de campanhas gerais de conservação no sentido de conscientizar o público. O efeito dessas campanhas é menos previsível, tornando difícil ao nosso segmento de distribuição estimar com precisão o volume de energia necessário para aquisição visando a venda ao consumidor final. Além disso, na ausência de um programa formal de racionamento, nosso segmento de distribuição não é compensado pela quantidade de energia que havia contratado anteriormente, que agora excede a demanda do consumidor final pressionada recentemente. Até mesmo após o encerramento do programa de conservação ou racionamento, poderá levar vários anos para a demanda por parte do consumidor final se recuperar totalmente. As condições hidrológicas em deterioração podem, portanto, exercer um efeito material adverso sobre nosso segmento de distribuição.

Em 2014 e 2015, o governo federal forneceu e facilitou várias formas de assistência às concessionárias de distribuição que vivenciaram dificuldades de fluxo de caixa em virtude das fracas condições hidrológicas, que aumentaram os custos de aquisição de energia, resultando em descasamento do fluxo de caixa no curto prazo. As referidas formas de assistência abrangem financiamento por parte da Conta CDE, linhas de crédito contratadas pelo CCEE através da Conta ACR e o novo sistema de Bandeira Tarifária. Não há nenhuma garantia de que o governo federal continuará com essa assistência, que a prosseguirá em termos favoráveis ou que será suficiente para cobrir nossas perdas. Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia – Cobranças Regulatórias do Setor de Energia—CDE” e Item 4. Informações sobre a Companhia – Cobranças Regulatórias do Setor de Energia—Conta do Ambiente Regulado – Conta ACR”.

No que diz respeito ao nosso segmento de geração, visando compensar as fracas condições hidrológicas e manter níveis adequados de água nos reservatórios, o ONS poderá determinar a redução de geração por parte das usinas hidrelétricas, o que poderia ser parcialmente compensado pela maior geração por parte das usinas termelétricas. Esse mecanismo de substituir a produção hidrelétrica pela produção termelétrica talvez não forneça toda a energia que necessitamos para cumprir nossas obrigações segundo os atuais contratos de fornecimento de energia. Para compensar esse déficit, nosso segmento de geração poderá ser obrigado a comprar energia no mercado de curto prazo, geralmente a preços mais elevados, e não seríamos capazes de repassar esses maiores custos. Esse mecanismo afeta todas as empresas de geração no Brasil, independente se a região geográfica na qual um gerador específico esteja localizado esteja vivenciando um baixo índice pluviométrico, o que poderia exercer um efeito material adverso sobre nosso segmento de geração.

O Generation Scaling Factor, ou GSF, é um fator utilizado para ajustar a energia assegurada do sistema de geração hidroelétrica, e representa o índice entre o total de energia produzida pelas usinas hidroelétricas que integram o Mecanismo de Realocação de Energia, (ou MRE) e sua energia assegurada. Isto representa, em média, a quantidade de energia comprometida nos contratos de geração de energia. Se houver taxas de fluxo excessivamente baixas, o GSF será igual ou inferior a 1 e os geradores de hidroelétrica que contrataram a sua energia assegurada terão de incorrer em custos adicionais para adquirir energia no mercado à vista para honrar suas obrigações. Como o Brasil enfrentou um grave período de seca incomum entre 2012 e 2015, a geração de energia ficou abaixo dos níveis esperados.

Em 2015, foram discutidos os efeitos financeiros do GSF nas empresas de geração de energia. Houve um amplo debate no setor a respeito dos efeitos e soluções para o GSF, do ponto de vista administrativo, regulatório, comercial e jurídico. Consequentemente, a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, e a Resolução ANEEL nº 684, de 11 de dezembro de 2015, estabeleceram os critérios para aprovação e as condições para a renegociação dos riscos hidrológicos enfrentados por certas empresas de geração hidroelétrica. De acordo com essas novas regras, as geradoras poderiam compartilhar seus riscos hidrológicos com os consumidores, por meio do pagamento de um “prêmio pelo risco”. A Copel Geração e Transmissão e Elejor apresentaram um pedido de renegociação do risco hidrológico das UHEs Mauá, Foz do Areia, Santa Clara e Fundão, que foi acatado por meio das Decisões ANEEL nº 84/2016 e 43/2016, respectivamente. Para mais informações, veja a Nota 14.1 das nossas Demonstrações Financeiras Consolidadas auditadas.

Além disso, em um cenário extremo, considerando a maior presença de geração termelétrica na matriz

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energética nacional, se houvesse escassez de gás natural, isso aumentaria a demanda geral por energia hidroelétrica no mercado e portanto aumentaria o risco de instalação de um programa de racionamento.

Nossas receitas operacionais podem ser afetadas adversamente se a ANEEL tomar decisões quanto a nossas tarifas que nos sejam desfavoráveis.

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

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

Não podemos assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que nos sejam favoráveis. Na medida em que nossos pedidos de reajustes não sejam concedidos pela ANEEL de maneira pontual, nossa condição financeira e os resultados operacionais poderão ser adversamente afetados. Além disso, as decisões da ANEEL sobre nossas tarifas podem ser contestadas por órgãos públicos ou por nossos clientes. Decisões judiciais ou administrativas resultantes de tais contestações podem modificar as decisões da ANEEL de modo desfavorável para nós, o que pode afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados operacionais.

Estamos sujeitos a abrangente regulamentação de nosso negócio, que afeta fundamentalmente nosso desempenho financeiro.

Nosso negócio está sujeito a abrangente regulamentação por vários órgãos legais e regulamentares brasileiros, especialmente o MME e a ANEEL, que regulam e supervisionam vários aspectos de nosso negócio e estabelecem nossas tarifas. As modificações nas leis e regulamentações que regem nossas operações, ocorridas no passado, podem afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados das nossas operações.

Por exemplo, nos últimos anos, o governo brasileiro tomou a decisão de reduzir as tarifas. Para reduzir significativamente o preço da eletricidade pago pelos Consumidores Finais, o governo brasileiro promulgou a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 que mudou substancialmente as condições sob as quais as concessionárias são capazes de renovar contratos de concessão. Sob a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, a maioria dos contratos de concessão de distribuição, transmissão e geração podem ser renovados por um período adicional de 30 anos, mas somente se a concessionária concordar em alterar os termos do contrato de concessão para refletir novos termos e condições. Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - Concessões.”

Se o governo brasileiro aprovar regulamentações futuras ou novas leis para reduzir o preço da eletricidade, essas novas leis e regulamentações podem afetar adversamente os nossos resultados operacionais. Se formos obrigados a conduzir nosso negócio de maneira substancialmente diferente de nossas operações atuais, em razão de mudanças regulamentares, os resultados das nossas operações e nossas condições financeiras podem ser afetados adversamente.

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Certos consumidores em nossa área de concessão de distribuição podem deixar de comprar energia do nosso negócio de distribuição.

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

Além disso, a ANEEL aperfeiçoou recentemente a regulamentação referente a mini e microgeração distribuída, o que facilitou a compra ou locação, pelos clientes, de equipamento de geração de energia, principalmente módulos solares fotovoltaicos, para produzir energia para consumo próprio. Portanto, se o número de clientes com mini e microgeração distribuída vier a aumentar na nossa área geográfica, nossas receitas e resultados das operações também seriam afetados adversamente.

Parte de nossas receitas operacionais é proveniente de Consumidores Livres, que podem buscar fornecedores de energia alternativos quando seus contratos conosco expirarem.

Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos 40 Consumidores Livres, que representavam aproximadamente 4,6% da nossa receita operacional consolidada e cerca de 14,8% do nosso volume total de eletricidade vendida a Consumidores Finais. De 1º de janeiro de 2017 a 31 de março de 2017, nós assinamos 94 novos contratos com Consumidores Livres. Nossos contratos com Consumidores Livres normalmente têm duração entre dois e cinco anos.

Aproximadamente 11,8% dos megawatts-hora vendidos sob contratos a Consumidores Livres estão prestes a expirar em 2017. Além disso, em de 31 de dezembro de 2016, tínhamos 30 clientes que eram elegíveis para adquirir energia como Consumidores Livres. Esses clientes representavam aproximadamente 2,2% do volume total de eletricidade que vendemos em 2016 e aproximadamente 2,8% da nossa receita operacional pela venda de energia neste ano. Não temos a garantia de que os Consumidores Livres fecharão contratos ou prorrogarão os seus contratos atuais de compra da nossa energia.

Além disso, é possível que nossos grandes clientes industriais sejam autorizados pela ANEEL a gerarem energia elétrica para seu consumo próprio ou venda a terceiros, nesse caso poderiam obter autorização ou concessão para a geração de energia elétrica em um dado local, o que afetaria adversamente nosso resultado operacional.

O quadro regulatório sob o qual operamos está sujeito a contestação judicial.

O governo brasileiro implementou mudanças fundamentais na regulamentação do setor elétrico em 2004 por meio da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e, recentemente, por meio da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013. Ações de inconstitucionalidade de ambas as leis ainda estão pendentes perante o Supremo Tribunal Federal. Se essas leis forem declaradas, em todo ou em parte, inconstitucionais, isso terá consequências incertas quanto à validade da regulamentação existente e ao desenvolvimento posterior do quadro regulamentar. É difícil prever o desfecho das ações judiciais, mas elas podem ter impacto adverso sobre todo o setor elétrico, incluindo nossos negócios e nossos resultados operacionais.

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Podemos ser obrigados a adquirir ou vender energia no mercado à vista (“spot”) a preços mais altos ou mais baixos se nossas projeções de demanda de energia não forem precisas, se houver falta de energia disponível no mercado regulado, ou se a energia contratada não for entregue, e podemos não ter direito a repassar quaisquer custos maiores ou perdas incorridas aos nossos Consumidores Finais.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os distribuidores de eletricidade, incluindo a Companhia, devem contratar por meio de licitações públicas conduzidas pela ANEEL a compra de 100% de sua demanda de eletricidade projetada para as respectivas áreas de concessão até sete anos antes do efetivo fornecimento dessa energia. Não podemos assegurar que nossas projeções da demanda de energia em nossa área de concessão de distribuição serão precisas, em particular considerando as recentes campanhas de conservação por parte do governo brasileiro em resposta às fracas condições hidrológicas. Se nossas projeções ficarem aquém da demanda efetiva de eletricidade (inclusive se a demanda está pressionada devido às campanhas do governo em resposta às fracas condições hidrológicas ), ou se não formos capazes de comprar energia através do mercado regulado devido à falta de energia no mercado, ou se uma empresa de geração não entregar a energia previamente contratada, poderemos ser obrigados a cobrir a diferença com contratos de curto prazo para compra de energia no mercado à vista, no qual podemos pagar significativamente mais pela energia, sem que possamos repassar esses aumentos nos custos aos nossos Consumidores Finais. Além disso, se subestimarmos nossas necessidades de energia para distribuição, podemos estar sujeitos a penalidades impostas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (a “CCEE”). Além disso, se nossas projeções ultrapassarem a demanda real além da margem permitida (105% da demanda real), inclusive se o número de Consumidores Livres dentro da área geográfica de nossa concessão de distribuição aumentar além de nossas expectativas, não poderemos repassar aos nossos Consumidores Finais o custo da energia em excesso que adquirirmos.

Em 2016, como consequência da crise econômica do país e do aumento no número de Clientes Livres que foram atraídos pelos preços mais baixos do mercado livre, várias companhias de distribuição foram contratadas acima de 105% da sua demanda atual. Como resultado, aquelas empresas incorreram perdas provenientes da venda de energia excedente a preços mais baixos no mercado à vista. A Resolução Normativa ANEEL nº 711, datada de 19 de abril de 2016, permitiu que as empresas de distribuição renegociassem seus contratos de compra de energia no mercado regulado para reduzir os valores contratados. Adicionalmente, a Lei Federal nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, também permitiu que empresas de distribuição vendessem a energia excedente no mercado livre, mas a eficácia dessa ação ainda está sujeita a nova regulamentação pela ANEEL. Apesar das medidas regulatórias e legais para mitigar as perdas das empresas de distribuição, ainda é incerto se esta questão da sobrecontratação será resolvida.

Nossos equipamentos, instalações e operações estão sujeitos a vários regulamentos ambientais e de saúde, que podem se tornar mais rígidos no futuro e resultar em maiores obrigações e maiores investimentos de capital.

Nossas atividades de distribuição, transmissão e geração estão sujeitas a abrangente legislação federal, estadual e municipal e a fiscalização pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus regulamentos e das exigências estabelecidas para a manutenção de nossas licenças ambientais. Essas ações podem resultar, entre outras coisas, na imposição de multas e revogação de licenças, que podem ter efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e sobre nossos resultados operacionais. Regulamentações ambientais e de saúde mais rigorosos também podem nos forçar a alocar capital para cumpri-los e, em consequência, desviar recursos destinados a investimentos planejados. Tais desvios podem ter efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e os resultados operacionais.

A ANEEL pode nos penalizar por inobservância dos termos de nossas concessões ou das leis e regulamentos aplicáveis, e podemos não recuperar o valor integral de nosso investimento no caso de extinção de quaisquer de nossas concessões.

Os prazos de nossas concessões são de 20 a 35 anos e podem ser prorrogados mediante o cumprimento de certas condições. Caso deixemos de observar quaisquer dos termos de nossas concessões ou das leis e regulamentos aplicáveis, a ANEEL pode nos impor penalidades, que podem incluir a imposição de advertências, multas

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potencialmente substanciais (em certos casos, até 2% de nossas receitas no exercício fiscal imediatamente anterior a tal imposição) e restrições a nossas operações, entre outras. A ANEEL também pode extinguir nossas concessões antes de seu vencimento se deixarmos de observar suas disposições, ou se ela determinar que a extinção de nossas concessões é de interesse público, em ambos os casos, por meio de um processo de desapropriação. Em especial, nosso contrato renovado de concessão de distribuição contém métricas, tanto qualitativas quanto financeiras, que se tornam mais restritivas com o passar do tempo e que devemos seguir para garantir que esse contrato não seja rescindido. Se a ANEEL extinguir quaisquer de nossas concessões antes de seu vencimento, não poderemos operar o(s) segmento(s) de nosso negócio que eram autorizados pela respectiva concessão. Ademais, qualquer compensação que possamos receber do governo federal pela parte não amortizada de nosso investimento pode ser insuficiente para recuperarmos o valor integral desse investimento. A extinção antecipada ou a não-renovação de quaisquer de nossas concessões ou a imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL podem ter efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e sobre nossos resultados operacionais. Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Concessões”.

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

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

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

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

Em 2017, planejamos investir aproximadamente R$ 570,3 milhões em nossas atividades de geração e transmissão (incluindo a UHE Baixo Iguaçu,a UHE Colíder e SPEs de linhas de transmissão), R$ 638,6 milhões em parques eólicos, R$ 629,6 milhões em nossas atividades de distribuição, R$ 164,3 milhões em nossas atividades de telecomunicações e R$ 32,1 milhões em outros investimentos. Nossa capacidade de concluir esse programa de investimentos depende de uma série de fatores, incluindo nossa capacidade de cobrar tarifas adequadas por nossos serviços e várias contingências regulatórias e operacionais. Não há garantia de que teremos os recursos financeiros para completar nosso programa proposto de investimentos, e nossa incapacidade de completá-lo pode afetar adversamente a operação e o desenvolvimento de nosso negócio levando à imposição de multas pela ANEEL assim como à redução nos níveis tarifários.

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

Somos estritamente responsáveis sob a legislação brasileira por danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade. Além disso, nossos serviços de distribuição, transmissão e geração de energia podem ser responsabilizados por danos causados aos outros como resultado de interrupções ou perturbações resultantes dos sistemas de geração, transmissão ou distribuição de energia do país, sempre que essas interrupções ou perturbações não forem atribuídas a um membro identificável do Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”). Não podemos assegurar que as nossas apólices de seguro cobrirão integralmente os danos decorrentes de inadequada prestação de serviços de energia elétrica, o que pode ter um efeito adverso sobre nós.

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Riscos Referentes ao Brasil

O governo brasileiro tem influência significativa na economia brasileira. As condições políticas e econômicas brasileiras — e a percepção do investidor dessas condições— têm impacto direto nos nossos negócios, situação financeira, resultados das operações e perspectivas.

O governo brasileiro tem exercido, e continua a exercer, uma influência significativa sobre a economia brasileira, mudando com frequência as políticas monetária, de crédito, de câmbio e outras. Os nossos negócios, a situação financeira, resultados das operações e perspectivas podem ser afetadas adversamente pelas mudanças nas políticas governamentais, bem como por outros fatores, inclusive os seguintes, entre outros:

• flutuações na taxa de câmbio;

• inflação;

• alterações nas taxas de juros;

• políticas de controle de câmbio;

• política fiscal e mudanças nas leis fiscais;

• outros desdobramentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que afetam o Brasil ou os mercados internacionais;

• controles sobre fluxos de capitais; e/ou

• limites ao comércio exterior.

As mudanças ou as incertezas sobre a implementação das políticas acima podem gerar ou contribuir para as incertezas na economia brasileira. Estes fatores aumentariam a volatilidade do mercado de capitais nacional e o valor dos títulos e valores mobiliários negociados no exterior e afetaria adversamente nossos negócios, os resultados das nossas operações e nossa situação financeira.

Adicionalmente, considerando o sistema presidencial do governo brasileiro e a influência considerável do poder executivo, não é possível prever se o governo atual ou quaisquer governos sucessivos terão um efeito negativo adverso na economia brasileira e, consequentemente, sobre os nossos negócios.

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

Nos últimos anos, o real flutuou frente a moedas estrangeiras, e o valor do real pode subir ou descer substancialmente em relação aos níveis atuais. No curso de 2015, o valor do real caiu mais de 48% em relação ao dólar norte-americano e, em 23 de setembro de 2015, atingiu seu valor mais baixo desde a introdução da moeda. Em contraste, ao longo de 2016, o Real valorizou-se 16,5% em relação ao dólar dos Estados Unidos, depois de um ano de intensa volatilidade. Em 31 de dezembro de 2016, a taxa de câmbio do real/dólar era R$ 3,259 para US$ 1,00. A desvalorização do real aumenta o custo do serviço de nossa dívida em moeda estrangeira e o custo de aquisição de eletricidade de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é um de nossos maiores fornecedores e que reajusta os preços da eletricidade com base, parcialmente, em seus custos em dólares americanos. A desvalorização do real também cria pressões inflacionárias adicionais no Brasil que podem nos afetar negativamente. A desvalorização geralmente limita o acesso aos mercados internacionais de capital e pode provocar intervenção governamental. Ela também

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reduz o valor em dólares americanos de nossos dividendos e o valor equivalente em dólares americanos do preço de mercado de nossas ações ordinárias e das ADSs. Para informações adicionais sobre taxas de câmbio anteriores, ver “Taxas de Câmbio”.

A inflação e as medidas governamentais para reduzi-la podem contribuir para a incerteza econômica no Brasil, e poderiam reduzir nossas margens e o preço de mercado das ações classe B e ADSs.

No passado, o Brasil sofreu com taxas de inflação extremamente altas. Mais recentemente, os índices anuais de inflação no Brasil, medidos de acordo com a variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (“IGP-DI”), foram de 0,1% nos três meses encerrados em 31 de março de 2017, 7,2% em 2016, 10,7% em 2015 e 3,7% em 2014. 2016 foi um ano de intensa volatilidade nas taxas de inflação, e no final do ano as taxas começaram a convergir para a taxa desejada pelo governo, mas este cenário pode mudar abruptamente como consequência dos fatos que estão além do nosso controle. O governo brasileiro adotou no passado medidas para combater a inflação, como elevar a taxa básica de juros Selic, e as especulações do público sobre possíveis ações governamentais futuras tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira. Embora nossos contratos de concessão prevejam reajustes anuais com base em índices de inflação, se o Brasil sofrer inflação substancial no futuro, e se o governo brasileiro adotar políticas de controle da inflação semelhantes àquelas adotadas no passado, nossos custos podem aumentar mais rápido que nossas receitas, nossas margens operacionais e líquidas podem diminuir e, se faltar confiança dos investidores, o preço das ações classe B e ADSs pode cair. Pressões inflacionárias podem também restringir nossa capacidade de acesso a mercados financeiros estrangeiros e levar a uma maior intervenção do governo na economia, incluindo a adoção de políticas governamentais que possam afetar adversamente o desempenho da economia brasileira como um todo.

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

Atualmente, vários membros dos poderes executivo e legislativo, antigos e atuais, estão sendo investigados como resultado de alegações de conduta ilegal e antiética identificada na Operação Lava-Jato, investigação que está sendo conduzida pelo Ministério Público Federal e vários políticos e empresários foram presos. O possível resultado dessas investigações é desconhecido, porém já exercem um efeito adverso sobre a imagem e a reputação das empresas investigadas, além de afetar adversamente a percepção geral do mercado sobre a economia brasileira. Ademais, a conclusão desses processos ou outras alegações de conduta ilícita pode exercer efeitos adversos adicionais sobre a economia brasileira. Não podemos prever se as referidas alegações resultarão em maior instabilidade ou se novas alegações contra representantes do governo serão levantadas no futuro. Além disso, não podemos prever os resultados das referidas alegações e seus efeitos sobre a economia brasileira.

Mudanças nas políticas fiscais brasileiras podem ter um efeito adverso sobre nós.

No passado, o governo brasileiro mudou suas políticas tributárias afetando, consequentemente, o setor elétrico e pode voltar a fazê-lo no futuro. Essas mudanças incluem aumentos nas taxas de impostos que impactam as empresas de energia e, ocasionalmente, a cobrança de impostos temporários relacionados a fins governamentais específicos. Se não pudermos ajustar nossas tarifas adequadamente, poderemos ser afetadas negativamente.

A evolução negativa em outras economias nacionais, especialmente nos países em desenvolvimento, pode afetar negativamente o investimento estrangeiro no Brasil e o crescimento econômico do país.

Os investidores internacionais geralmente consideram o Brasil como um mercado emergente. Historicamente, desenvolvimentos adversos nas economias dos mercados emergentes resultaram na percepção dos investidores de maior risco com investimentos em tais mercados. Tais percepções sobre os países de mercados emergentes afetaram significativamente o valor de mercado dos títulos de emissores brasileiros. Além disso, embora as condições econômicas sejam diferentes em cada país, as reações dos investidores em relação a desenvolvimentos em um país podem afetar os preços de títulos em outros países, inclusive no Brasil, e isso pode diminuir o interesse dos investidores em títulos de emissores brasileiros, inclusive o nosso.

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Riscos Relacionados com as Ações Classe B e ADSs

Como portador de ADSs, você geralmente não terá direito de voto em nossas Assembleias Gerais.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil e com nosso Estatuto, portadores de ações classe B, e portanto de ADSs, não têm direito a voto em nossas Assembleias Gerais, exceto em circunstâncias limitadas. Isso significa, entre outras implicações, que você, como portador de ADSs, não pode votar em matérias corporativas, incluindo qualquer proposta de fusão.

Além disso, nas circunstâncias limitadas em que os portadores de ações classe B têm direito a votar, eles podem exercer direitos de voto com relação às ações classe B representadas por ADSs somente em conformidade com as disposições do contrato de depósito relativo às ADSs. Não há disposições na legislação societária brasileira nem em nosso Estatuto que limitem a capacidade dos portadores de ADSs de exercer seus direitos de voto através do Depositário com respeito às correspondentes ações classe B. Entretanto, os passos procedimentais envolvidos criam limitações práticas à capacidade de voto dos portadores de ADSs. Por exemplo, nossos portadores de ações classe B poderão exercer seus direitos de voto quer comparecendo pessoalmente à Assembleia quer por procuração. De acordo com o Contrato de Depósito, enviaremos o aviso ao Depositário, que, por sua vez, assim que for praticável, enviará aviso da Assembleia aos portadores de ADSs e um informe sobre a maneira pela qual podem ser dadas instruções pelos portadores. Para exercer seus direitos de voto, os portadores de ADS devem então instruir o Depositário sobre como votar. Por causa desse passo procedimental adicional envolvendo o Depositário, o processo para o exercício dos direitos de voto será mais demorado para os portadores de ADSs do que para os portadores diretos de ações classe B. ADSs às quais o Depositário não receber instruções de voto em tempo hábil, não terão voto.

Como portador de ADSs você terá menos direitos de acionista e direitos menos bem definidos no Brasil do que nos Estados Unidos e em certas outras jurisdições.

Nossos assuntos corporativos são regidos pelo nosso Estatuto e pela Lei das Sociedades Anônimas do Brasil, que podem diferir dos princípios legais que se aplicariam se fôssemos constituídos de acordo com a legislação dos Estados Unidos ou de algumas outras jurisdições fora do Brasil. Sob a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil, você e os portadores de ações classe B podem ter menor quantidade de direitos e direitos menos precisos para proteger seus interesses quanto às medidas tomadas por nosso Conselho de Administração ou pelos portadores de Ações Ordinárias do que sob as leis dos Estados Unidos e de certas jurisdições fora do Brasil.

Embora a legislação brasileira imponha restrições a negociações com informações privilegiadas (insider trading) e à manipulação de preços, os mercados de títulos mobiliários brasileiros não são tão altamente fiscalizados quanto os mercados de títulos mobiliários dos Estados Unidos ou os mercados de certas outras jurisdições fora do Brasil. Por exemplo, as normas e políticas contra self-dealing e as relativas à proteção dos interesses dos acionistas minoritários podem ser menos desenvolvidas e cumpridas de maneira menos robusta no Brasil do que nos Estados Unidos e em outras jurisdições fora do Brasil, o que pode potencialmente colocá-lo em desvantagem como portador de ações preferenciais e ADSs. Além disso, acionistas das companhias brasileiras devem deter 5% do capital acionário circulante de uma empresa para poderem impetrar ações derivadas, e normalmente não podem impetrar ação coletiva.

Você pode não ter condições de exercer direitos de preferência relacionados com as ações preferenciais.

Você não poderá exercer os direitos de preferência relacionados com as ações preferenciais classe B objeto das ADSs a menos que uma declaração de registro sob o United States Securities Act de 1933 e suas alterações (o “Securities Act”) esteja em vigor com relação a esses direitos ou uma isenção quanto às exigências de registro do Securities Act esteja disponível. Portanto, o Depositário não lhe oferecerá direitos como portador de ADSs a menos que os direitos estejam registrados sob disposições do Securities Act ou estejam sujeitos a isenção das exigências de registro. Não somos obrigados a arquivar uma declaração de registro com relação às ações ou outros títulos mobiliários relacionados com esses direitos, e não podemos assegurar que iremos arquivar qualquer declaração de

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registro. Em consequência, você poderá receber somente o produto líquido da venda de seus direitos de preferência pelo Depositário e, se os direitos de preferência não puderem ser vendidos, prescreverão. Se você não tiver condições de participar em ofertas de direitos, os valores que você detém também podem diluir-se.

Os portadores de nossas ADSs talvez não consigam aplicar ações judiciais contra nossos conselheiros ou diretores.

Todos os nossos conselheiros e diretores mencionados neste relatório anual residem no Brasil. Substancialmente todos os nossos ativos, assim como os ativos dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Consequentemente, talvez não seja possível aos portadores de nossas ADSs intimar a Companhia ou seus conselheiros e diretores dentro dos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do Brasil, penhorar seus bens, ou aplicar julgamentos contra a Companhia, seus conselheiros e diretores obtidos nos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do Brasil. Considerando que os julgamentos dos tribunais norte-americanos para passivos cíveis com base na lei federal de mercado de capitais dos Estados Unidos apenas podem ser executados no Brasil caso algumas exigências sejam atendidas. Os portadores das ADSs poderão enfrentar dificuldades em proteger seus interesses em ações contra a Companhia, ou seus conselheiros e diretores do que enfrentariam os acionistas de uma empresa constituída em um estado ou outra jurisdição dos Estados Unidos.

Se você trocar suas ADSs por ações classe B, você se arrisca a tributos mais altos e à incapacidade de remeter moeda estrangeira para o exterior.

A legislação brasileira exige que os interessados obtenham um registro no Banco Central a fim de serem autorizados a remeter moedas estrangeiras, incluindo dólares dos Estados Unidos, ao exterior. Para as ADSs, o custodiante brasileiro das ações classe B obteve o certificado necessário do Banco Central para os pagamentos de dividendos ou outras distribuições em dinheiro relacionadas com as ações preferenciais ou à alienação das ações preferenciais. Se você trocar suas ADSs pelas ações classe B por elas representadas, porém, você precisa obter o seu próprio certificado de registro ou registrar-se de acordo com as normas do Banco Central e da CVM a fim de obter e remeter dólares americanos ao exterior decorrentes da alienação de ações classe B ou distribuições relacionadas com as ações preferenciais. Se você não obtiver um certificado de registro, você não poderá remeter dólares dos Estados Unidos ou outras moedas ao exterior e poderá estar sujeito a um tratamento fiscal menos favorável sobre os ganhos relativos às ações preferenciais. De acordo com as normas do Banco Central, a obtenção desse registro exige transações de câmbio, que estão sujeitas a tributação no Brasil. Para maiores informações, ver “Item 10. Informações Adicionais - Tributação - Considerações sobre a Tributação Brasileira - Outros Tributos Brasileiros”. Se você tentar obter seu próprio registro, você poderá incorrer em despesas ou sofrer demoras nesse processo que podem atrasar o recebimento de dividendos ou distribuições relacionados com as ações preferenciais ou o retorno de seu capital de forma oportuna. O registro do custodiante no Banco Central e qualquer certificado de registro de capital estrangeiro que você obtiver podem ser afetados por futuras mudanças na legislação. Restrições adicionais podem ser impostas no futuro à alienação das ações preferenciais classe B ou à repatriação do produto da alienação.

O governo brasileiro pode impor controles de câmbio e restrições sobre remessas ao exterior que podem afetar adversamente sua capacidade de converter fundos em reais em outras moedas e remeter outras moedas ao exterior.

No passado, o governo brasileiro impôs restrições à remessa a investidores estrangeiros do produto dos investimentos deles no Brasil e à conversão da moeda brasileira em moedas estrangeiras. O governo brasileiro pode novamente optar por impor esse tipo de restrições se, entre outras coisas, houver deterioração das reservas brasileiras de moeda estrangeira ou mudança na política cambial brasileira. A nova imposição dessas restrições prejudicaria ou impediria sua capacidade de converter dividendos, distribuições ou produto de venda de ações classe B, conforme o caso, de reais para dólares dos Estados Unidos ou outras moedas e de remeter esses fundos ao exterior. Não podemos assegurar que o governo brasileiro não tomará medidas similares no futuro.

21

A relativa volatilidade e a iliquidez dos mercados de títulos mobiliários brasileiros podem restringir sua capacidade de vender as ações classe B objeto das ADSs.

Os mercados de títulos mobiliários brasileiros são substancialmente menores, menos líquidos, mais concentrados e mais voláteis que os principais mercados de títulos mobiliários dos Estados Unidos e de certas outras jurisdições fora do Brasil e não são tão altamente regulamentados ou supervisionados como alguns desses outros mercados. A iliquidez e a relativamente pequena capitalização de mercado dos mercados de ações do Brasil podem fazer com que o preço de mercado dos títulos das companhias brasileiras, incluindo nossas ADSs e ações classe B, flutuem tanto nos mercados nacionais quanto nos internacionais, e podem limitar substancialmente sua capacidade de vender suas ações classe B objeto de ADSs pelo preço e em época que você deseje.

Item 4. Informações sobre a Companhia

A COMPANHIA

Somos uma companhia de energia elétrica envolvida na geração, transmissão, distribuição e venda de eletricidade principalmente no Estado Brasileiro do Paraná, conforme concessões outorgadas pela ANEEL, a agência reguladora do setor elétrico. Também prestamos serviços de telecomunicações e outros serviços.

Em 31 de dezembro de 2016, nós geramos eletricidade em 18 (dezoito) usinas hidrelétricas, 12 (doze) usinas eólicas e uma termelétrica, com capacidade total instalada de 5.025,7 MW, da qual aproximadamente 99,6% é derivada de fontes renováveis. Incluindo a capacidade instalada das empresas de geração em que possuímos participação acionária, nossa capacidade instalada total é de 5.624,7 MW. Nosso negócio de energia elétrica está sujeito a abrangente regulamentação pela ANEEL.

Detemos concessões para distribuir eletricidade em 394 dos 399 municípios do Estado do Paraná e no município de Porto União, no Estado de Santa Catarina. Em 31 de dezembro de 2016, nós possuíamos e operávamos 2.522 quilômetros de linhas de transmissão e 195.458,5 quilômetros de linhas de distribuição, constituindo uma das maiores redes de distribuição do Brasil. Da eletricidade que fornecemos a nossos Consumidores Finais em 2016, foram destinados:

● 36,6% a consumidores industriais;

● 26,5% a consumidores residenciais;

● 19,4% a consumidores comerciais; e

● 17,5% a consumidores rurais e outros.

Os principais elementos de nossa estratégia de negócios incluem:

● ampliar nossos sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia e de telecomunicações;

● aumentar as vendas de nossa unidade de geração para Consumidores Livres tanto dentro quanto fora do Estado do Paraná;

● buscar melhoria da produtividade no curto prazo e crescimento sustentável no longo prazo;

● esforçar-se para manter os consumidores satisfeitos e nossa força de trabalho motivada e preparada;

● buscar eficiência de custos e inovação;

● alcançar a excelência na transmissão de dados, imagens e voz; e

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● pesquisar novas tecnologias no setor de energia para aumentar a produção de energia com fontes renováveis e não-poluentes.

Histórico

Fomos criados em 1954 pelo Estado do Paraná para atuar na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, como parte do plano do Paraná de colocar o setor de energia elétrica sob controle estatal. No início da década de 70, adquirimos as principais empresas privadas do setor elétrico localizadas no Estado do Paraná. O período entre 1970 e 1977 foi caracterizado por significativa expansão de nossas redes de transmissão e distribuição e pelo esforço para aumentar a conectividade de nosso sistema com os de outros estados brasileiros. Em 1979, uma mudança na legislação estadual nos permitiu expandir nossas atividades de geração para incluir produção de outras fontes além de usinas hidrelétricas e termelétricas.

Somos, atualmente, a maior empresa de energia no Estado do Paraná. Somos uma sociedade anônima constituída e existente sob a legislação brasileira, sob o nome Companhia Paranaense de Energia – Copel. Nossa sede está localizada na Rua Coronel Dulcídio, 800, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná, Brasil. O número do telefone de nossa sede é +55 (41) 3322-3535 e nosso página na internet é www.copel.com. Os nomes comerciais de cada uma de nossas empresas encontram-se a seguir.

Relacionamento com o Estado do Paraná

O Estado do Paraná possui 58,6% de nossas ações ordinárias e, consequentemente, tem o poder de controlar a eleição da maioria dos membros do Conselho de Administração, a designação da Diretoria, as futuras operações e as estratégias de negócios.

Estrutura Societária

Antes de 2001, a Copel operava como uma companhia integrada que atuava na geração, transmissão e distribuição de energia e atividades correlatas. De acordo com o novo regime normativo, transferimos nossas operações para quatro subsidiárias integrais (de geração, transmissão, distribuição e telecomunicações) e nossos investimentos em outras empresas para uma quinta subsidiária integral. Essa reestruturação societária foi concluída em julho de 2001.

Em 2007, para cumprir com a legislação do setor elétrico, dividimos os ativos de nosso negócio de transmissão (a “Copel Transmissão S.A.”) entre nosso negócio de distribuição (a “Copel Distribuição S.A.”) e nosso negócio de geração (a “Copel Geração S.A.”). Assim, renomeamos o nome desta última para Copel Geração e Transmissão S.A.

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

Em 28 de janeiro de 2016, nosso Conselho de Administração aprovou a alteração do Estatuto Social da Copel Participações S.A. a fim de alterar seu objeto social e denominação para Copel Comercialização S.A. O objeto social desta Companhia é a venda de energia para o ambiente livre e prestação de serviços. A reestruturação que criou a Copel Comercialização S.A. é destinada a fortalecer o posicionamento da Copel no mercado de energia e melhorar sua eficiência, permitindo maior agilidade e flexibilidade na venda de energia.

A Copel possui, atualmente, cinco subsidiárias integrais: a Copel Geração e Transmissão S.A., a Copel Distribuição S.A., a Copel Telecomunicações, a Copel Comercialização S.A. e a Copel Renováveis S.A.

A organização do grupo é descrita a seguir. Todas as nossas subsidiárias estão constituídas na República Federativa do Brasil e estão sujeitas à legislação brasileira.

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(1) Subsidiária Integral

(2) Controladas

(3) Coligadas

(4) Controladas em conjunto

(5) Consórcios

ORGANOGRAMA - PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA

POSIÇÃO EM 31/12/2016

ESTADO DO PARANÁ BNDESPARCUSTÓDIA EM BOLSA

(Free Float)ELETROBRAS OUTROS ACIONISTAS

58,63% Votante 26,41% Votante 13,68% Votante 1,06% Votante 0,22% Votante

31,07% Total 23,96% Total 44,17% Total 0,56% Total 0,24% Total

BM&FBOVESPA

12,85% Votante

31,29% Total

NYSE

0,83% Votante

12,85% Total

LATIBEX

0,00% Votante

0,03% Total

COPEL

(1) COPEL

GERAÇÃO E TRANSMISSÃO

S.A.

(1) COPEL

DISTRIBUIÇÃO S.A.

(1) COPEL

TELECOMUNICAÇÕES S.A.

(1) COPEL

RENOVÁVEIS S.A.

(1) COPEL

COMERCIALIZAÇÃO S.A.

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

(1) BRISA POTIGUAR S.A (4) DOMINÓ HOLDINGS S.A.

100,0% 49,0% Total

(2) UEG ARAUCÁRIA LTDA.(1) NOVA EURUS IV

ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.(1) SÃO BENTO ENERGIA

(1) CUTIA

EMPREENDIMENTOS

EÓLICOS SPE S.A.

100,0%

(3) CARBOCAMPEL S.A.

100,0%

(4) MATA DE SANTA

GENEBRA TRANSMISSÃO S.A.

(1) NOVA ASA BRANCA III

ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.

(2) COMPANHIA

PARANAENSE DE GÁS -

COMPAGAS

100,0%

(4) COSTA OESTE

TRANSMISSORA DE ENERGIA

S.A.

(1) NOVA ASA BRANCA II

ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.GE BOA VISTA S.A.

100,0%

100,0%

100,0%

Total

(4) MATRINCHÃ


(TP NORTE) S.A.

(1) SANTA HELENA ENERGIAS

RENOVÁVEIS S.A.

(3) COPEL AMEC S/C LTDA.

(Em Liquidação)CENTRAL GERADORA EÓLICA

SÃO MIGUEL II S.A.49,0% Total

60,0% Total 100,0% 100,0% 100,0%

(2) ELEJOR - CENTRAIS

ELÉTRICAS DO RIO JORDÃO

S.A.GE OLHO D'ÁGUA S.A.

CENTRAL GERADORA EÓLICA

SÃO BENTO DO NORTE I

S.A.80,0% Total 100,0% 70,0% Total

(4) MARUMBI

TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A.

(1) NOVA ASA BRANCA I

ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.

100,0% Total 100,0% Total


SÃO BENTO DO NORTE II S.A.51,0% Total 51,0% Total


(2) UEG ARAUCÁRIA LTDA.

GE FAROL S.A.


SÃO BENTO DO NORTE III

S.A.50,1% Total 100,0% 20,0% Total


(4) GUARACIABA


(TP SUL) S.A.

(1) SANTA MARIA ENERGIAS

RENOVÁVEIS S.A. GE SÃO BENTO DO NORTE

S.A.


SÃO MIGUEL I S.A.49,0% Total 49,0% Total


48,0% Total

100,0% Total

(4) INTEGRAÇÃO

MARANHENSE TRANS. DE

ENERGIA S.A.

(1) VENTOS DE SANTO

URIEL S.A.

(3) SERCOMTEL S.A.

TELECOMUNICAÇÕESCENTRAL GERADORA EÓLICA

SÃO MIGUEL III S.A.49,0% Total 100,0% 45,0% Total

100,0% Total

(4) CAIUÁ TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A.

(3) FOZ DO CHOPIM

ENERGÉTICA LTDA.USINA DE ENERGIA EÓLICA

CUTIA S.A.49,0% Total 35,8% Total

100,0% Total

(4) CANTAREIRA


S.A.

(3) DOIS SALTOS EMPREEND.

DE GERAÇÃO ENERGIA

ELÉTRICA LTDA.USINA DE ENERGIA EÓLICA

GUAJIRU S.A.49,0% Total 30,0%

100,0% Total

(4) PARANAÍBA


S.A.

(3) DONA FRANCISCA

ENERGÉTICA S.A.USINA DE ENERGIA EÓLICA

JANGADA S.A.24,5% Total 23,0% Total

Total

(4) TRANSMISSORA SUL

BRASILEIRA DE ENERGIA S.A.

(4) VOLTALIA SÃO MIGUEL

DO GOSTOSO I

PARTICIPAÇÕES S.A.USINA DE ENERGIA EÓLICA

MARIA HELENA S.A.20,0% Total 49,0% Total

Total

(5) UHE GOVERNADOR

JAYME CANET JÚNIOR

(MAUÁ)

(4) PARANÁ GÁS

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃOUSINA DE ENERGIA EÓLICA

POTIGUAR S.A.51,0% Total 30,0% Total

Total

Total

(5) UHE BAIXO IGUAÇU USINA DE ENERGIA EÓLICA

ESPERANÇA DO NORDESTE

S.A.30,0% Total

100,0% Total

USINA DE ENERGIA EÓLICA

PARAÍSO DOS VENTOS DO

NORDESTE S.A.

100,0%

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NEGÓCIOS

No passado, nossos negócios de geração e distribuição eram integrados, e vendíamos a maior parte da energia que gerávamos para os consumidores de nossa unidade de distribuição. Isso mudou em razão da implementação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, promulgada em 2004. Hoje os leilões abertos no mercado regulado ainda são o principal canal pelo qual nossa unidade de distribuição adquire energia para revender aos Consumidores Cativos, e um dos canais de geração de receita de nossa unidade de geração. Nossa unidade de geração só vende energia para nossa unidade de distribuição por meio de leilões no mercado regulado. Além disso, nossa unidade de distribuição, como algumas outras empresas brasileiras de distribuição, também é obrigada a adquirir energia de Itaipu em volume determinado pelo governo brasileiro com base em nossa participação proporcional no mercado de eletricidade brasileiro. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro”.

A tabela seguinte mostra a eletricidade total que (i) geramos nos empreendimentos em que possuímos 100% de participação e 51% da energia gerada pela UHE Mauá (percentual que corresponde a nossa participação nesse ativo) e (ii) adquirimos, nos últimos cinco anos, desmembrada por volume total de eletricidade gerado e adquirido pela Copel Geração e Transmissão e Copel Renováveis e o volume total de eletricidade adquirido pela Copel Distribuição.

Exercício encerrado em 31 de dezembro

2016 2015 2014 2013 2012

(GWh)

Copel Geração e Transmissão

Eletricidade gerada (1) 25.850 24.960 24.605 24.420 18.181

Eletricidade adquirida de terceiros 141 401 612 2.505 3.981

Total de eletricidade gerada e adquirida pela Copel Geração e Transmissão 25.991 25.361 25.217 26.925 22.162

Parques Eólicos(2)

Eletricidade gerada(1) 1.218 662 - - -

Eletricidade adquirida de terceiros - 317 - - -

Total de eletricidade gerada e adquirida pela Copel Renováveis 1.218 979 - - -

Copel Distribuição

Eletricidade adquirida de Itaipu (3) 5.958 5.941 5.870 5.193 5.256

Eletricidade adquirida em leilões – CCEAR - afiliadas 157 215 411 832 1.316

Eletricidade adquirida em leilões – CCEAR - outras 13.387 14.419 16.281 14.715 17.457

Eletricidade adquirida de terceiros 10.361 8.419 6.171 6.149 3.267

Total de eletricidade adquirida pela Copel Distribuição 29.863 28.994 28.733 26.889 27.296

Copel Comercialização

Eletricidade adquirida de terceiros 59 - - - -

Total de eletricidade adquirida pela Copel Comercialização 59 - - - - Total de eletricidade gerada e adquirida pela Copel Geração e Transmissão, Copel

Distribuição, Copel Renováveis e Copel Comercialização. 57.131 55.334 53.950 53.814 49.458

____________ (1) Inclui a capacidade total gerada nos períodos indicados. A capacidade total gerada pode não ser totalmente entregue devido a perdas

técnicas e não técnicas. (2) Energia gerada e vendida por nossos parques eólicos sob gestão da Copel Renováveis até novembro de 2015. Em dezembro de 2015 esses

ativos foram transferidos para a Copel Geração e Transmissão. (3) As concessionárias de distribuição que operam mediante concessões nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil compram energia

gerada por Itaipu.

A tabela seguinte mostra a eletricidade total que vendemos a Consumidores Livres, Consumidores Cativos,

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distribuidores, agentes comercializadores e outras concessionárias no sul do Brasil por meio do Sistema Interligado de Transmissão nos últimos cinco anos.


2016 2015 2014 2013 2012

(GWh)

Copel Geração e Transmissão

Eletricidade fornecida aos Consumidores Livres 3.823 3.906 4.016 4.082 1.404

Energia fornecida mediante contratos bilaterais 7.682 6.675 7.392 5.233 1.367

Eletricidade fornecida em leilões – CCEAR – subsidiárias 157 215 411 832 1.316

Eletricidade fornecida em leilões – CCEAR - outras 3.348 4.457 4.694 6.389 13.780

Eletricidade fornecida ao mercado à vista - CCEE 1.762 2.137 1.773 1.942 96

Eletricidade fornecida ao Sistema Interligado (1) 8.575 7.360 6.197 7.855 3.761

Total de eletricidade total fornecida pela Copel Geração e

Transmissão 25.347 24.750 24.483 26.332 21.723

Copel Renováveis(2) Eletricidade fornecida em leilões – CCEAR – outras 841 764 - - -

Eletricidade fornecida em leilões – CER – outras 358 269 - - -

Total de eletricidade total fornecida pela Copel Renováveis 1.199 1.033 - - -

Copel Distribuição

Eletricidade fornecida aos Consumidores Cativos 22.328 24.043 24.208 22.926 23.248

Eletricidade fornecida a distribuidores no Paraná 614 699 699 620 635

Mercado à vista (CCEE) 3.607 910 368 43 36

Total de eletricidade fornecida pela Copel Distribuição 26.549 25.652 25.275 23.589 23.919

Copel Comercialização

Eletricidade fornecida para consumidores livres 58 - - - -

Eletricidade fornecida ao mercado à vista - CCEE 1 - - - -

Total de eletricidade fornecida pela Copel Comercialização 59 - - - -

Subtotal 53.154 51.435 49.758 49.921 45.645

Perdas da Copel Geração e Transmissão, da Copel Distribuição e da

Copel Renováveis 3.977 3.899 4.192 3.893 3.816

Eletricidade total fornecida pela Copel Geração e Transmissão,

pela Copel Renováveis, pela Copel Distribuição e Copel

Comercialização, incluindo perdas

57.131 55.334 53.950 53.814 49.458

____________ (1) Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue. (2) Energia gerada e vendida por nossos parques eólicos sob supervisão da Copel Renováveis até novembro de 2015. Em dezembro de 2015

esses ativos foram transferidos para a Copel GeT.

Geração

Em 31 de dezembro de 2016, considerando apenas os empreendimentos em que temos 100% de participação e 51% da energia gerada pela UHE Mauá (percentual que corresponde a nossa participação nesse ativo), nós operamos e vendemos energia de dezoito (18) usinas hidrelétricas, doze (12) usinas eólicas e uma termelétrica, com capacidade instalada total de 5.025,7 MW. Nossa energia assegurada totalizou 2.203,1 MW médios em 2016. A geração varia anualmente como resultado das condições hidrológicas e outros fatores. Geramos 27.068 GWh em 2016, 25.960 GWh em 2015, 24.605 GWh em 2014, 24.420 GWh em 2013 e 18.181 GWh em

26

2012.

Considerando a capacidade instalada de todos os empreendimentos de geração nos quais temos participação societária (de capital ou de outra forma), nossa capacidade instalada total em 31 de dezembro de 2016 era de 5.624,7 MW.

A geração de energia elétrica em nossas usinas é supervisionada, coordenada e operada por nosso Centro de Operação da Geração e Transmissão em Curitiba, que é responsável pela coordenação da operação de aproximadamente 99,9% de nossa capacidade instalada total, incluindo algumas das usinas em que possuímos participações societárias parciais.

Instalações de Geração Hidrelétrica

A tabela seguinte apresenta algumas informações relativas às nossas principais usinas hidrelétricas em operação em 2016.

Usina Capacidade

instalada Energia

Assegurada (1) Entrada em Operação Término da Concessão

(MW) (GWh/ano)

Foz do Areia 1.676,0 5.045,8 1980 Setembro de 2023

Segredo 1.260,0 5.282,3 1992 Novembro de 2029

Salto Caxias 1.240,0 5.299,8 1999 Maio de 2030

Capivari Cachoeira(2) 260,0 954,8 1970 Janeiro de 2046

Mauá 185,2(3) 883,0 2012 Julho de 2042

Outras 102,7 513,3 n.a n.a

____________ (1) Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda. (2) Em 05 de janeiro de 2016, a Copel Geração e Transmissão assinou o contrato de concessão junto à Aneel e continuará a operar e

manter a usina até 2046. (3) Corresponde a 51% da capacidade instalada da usina (363 MW), pois operamos essa usina através de um consórcio.

Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia). A Usina Hidrelétrica de Foz do Areia está

localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 350 km a sudoeste da cidade de Curitiba.

Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo). A Usina Hidrelétrica de Segredo está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 370 km a sudoeste da cidade de Curitiba.

Governador José Richa (Salto Caxias). A Usina Hidrelétrica de Salto Caxias está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 600 km a sudoeste da cidade de Curitiba.

Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira). A Usina Hidrelétrica de Capivari-Cachoeira é a maior usina hidrelétrica subterrânea do sul do Brasil. O reservatório está localizado no rio Capivari, aproximadamente 50 km ao norte da cidade de Curitiba, e a usina está localizada no rio Cachoeira, aproximadamente 15 km do reservatório. O contrato de concessão da Usina Capivari Cachoeira expirou em 7 de julho de 2015.

Embora a Copel Geração e Transmissão tenha optado por não renovar a concessão original nos moldes da Lei de Renovação de Concessões de 2013, ela participou do novo processo de licitação da usina e foi a vencedora. Em 5 de janeiro de 2016, a Copel GeT celebrou um contrato de concessão com a ANEEL, permitindo que ela continue a operar essa usina em um regime de operação e manutenção até 2046. Pagamos um valor total de R$ 574,8 milhões como bônus de outorga por essa concessão e recebemos uma Receita Anual de Geração (RAG) que totalizou R$ 144,1 milhões, referente ao período de 5 de janeiro de 2016 a 31 de dezembro de 2016. Essa RAG estará sujeita a um reajuste tarifário anual em julho de 2017.

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A Usina Capivari Cachoeira tem capacidade instalada de 260 MW e energia assegurada de 954,8 GWh/ano, e 100% da energia gerada por essa usina em 2016 foi alocada em cotas para o mercado regulado (esse número foi reduzido para 70% a partir de 1 de janeiro de 2017). A Copel GeT não arcará mais com o risco hidrológico da energia alocada em cotas de acordo com o MRE relacionado às cotas da Usina Capivari Cachoeira.

Mauá. A Usina Hidrelétrica de Mauá está localizada no rio Tibagi, no Paraná. Foi construída entre 2008 e 2012 pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, em que possuímos uma participação de 51,0% e a Eletrosul detém os outros 49,0%. A usina está localizada aproximadamente a 250 km de Curitiba, no município de Telêmaco Borba.

Além de nossas unidades de geração, possuímos participações em várias outras empresas de geração hidrelétrica.

Entre 2004 e 2010, fomos obrigados por lei a deter a maioria das ações com direito a voto de todas as companhias em que adquirimos participação. A partir de 2010, foi possível para nós manter participações minoritárias em outras empresas.

A tabela a seguir apresenta informações sobre as usinas de geração hidrelétrica em que possuíamos participação em 31 de dezembro de 2016.

Usina(1) Capacidade Instalada

Energia Assegurada

Entrada em Operação

Nosso Percentual de Participação Vencimento da Concessão

(MW) (GWh/ano) (%)

Elejor (Santa Clara e Fundão) 246,5 1.229,0 Julho de 2005 Junho de 2006

70,0 Maio de 2037(2)

Dezembro de 2032

Dona Francisca 125,0 683,3 Fevereiro de

2001 23,0 Agosto de 2033

PCH Arturo Andreoli (Foz do Chopim)

29,1 178,7 Outubro de 2001 35,8 Abril de 2030

__________________________ (1) A tabela acima não inclui UHE Lajeado, uma vez que nossa participação é contabilizada como um investimento financeiro e não como um ativo operacional. (2) Elejor aderiu, em 14 de janeiro de 2015, a repactuação do GSF, o que resultou na alteração na data de vencimento da concessão.

Complexo Elejor. O Complexo Elejor abrange as usinas hidrelétricas de Santa Clara e Fundão, ambas localizadas no rio Jordão, no Estado do Paraná. A capacidade instalada total das unidades é de 246,5 MW, incluindo duas pequenas centrais hidrelétricas instaladas no mesmo local. A Elejor assinou o contrato de concessão de 35 anos para o complexo de Santa Clara e Fundão em outubro de 2001. Em 31 de dezembro de 2016, possuíamos 70,0% das ações ordinárias, e a Paineira Participações detinha os 30,0% restantes das ações ordinárias da Elejor.

A Elejor deve efetuar pagamentos mensais ao governo federal pelo uso de recursos hidrelétricos, os quais totalizaram R$ 19,0 milhões em 2001. Esse valor é corrigido, anualmente pelo IGP-M.

Assinamos um contrato de compra de energia com a Elejor que prevê que nós compraremos toda a energia produzida pelas usinas de Santa Clara e Fundão por uma tarifa fixa até abril de 2019, corrigida anualmente pelo IGP-M. Em 2016, a receita líquida e lucro líquido da Elejor somavam R$ 263,7 milhões e R$ 49,1 milhões, respectivamente, enquanto em 2015, a receita líquida e lucro líquido eram de R$ 237,7 milhões e R$ 43,1 milhões respectivamente.

Dona Francisca. Possuímos participação de 23,03% das ações ordinárias da Dona Francisca Energética S.A. (“DFESA”). Os outros acionistas são a Gerdau S.A., com participação de 51,82%, a Celesc S.A., com participação de 23,03%, e a Desenvix, com participação de 2,12%. A Usina Hidrelétrica DFESA está localizada no rio Jacuí, no Estado do Rio Grande do Sul, e iniciou suas operações em 2001. Em abril de 2015, assinamos um novo contrato de compra de energia com duração de 10 anos com a DFESA, avaliado em R$ 17,0 milhões anualmente, segundo o qual a Copel Geração e Transmissão adquire 23,03% da energia assegurada da DFESA (proporcional à participação da Copel).

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Em 2016, a receita líquida e o lucro líquido da DFESA totalizavam R$ 70,2 milhões e R$ 34,3 milhões, enquanto em 2015 a receita líquida e o prejuízo somavam R$ 67,1 milhões e R$ 4,7 milhões respectivamente.

PCH Arturo Andreoli (Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim). A Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim está localizada no rio Chopim, no Estado do Paraná. Possuímos 35,77% das ações ordinárias da Foz do Chopim Energética Ltda., a controladora da Usina Hidrelétrica da Foz do Chopim, e a Silea Participações Ltda detém os 64,23% restantes. A operação e a manutenção da usina hidrelétrica Foz do Chopim é realizada pela Copel Geração e Transmissão S.A. através de contratos de fornecimento de energia executados a uma tarifa média de R$ 220,07/MWh. A Foz do Chopim Energética Ltda também tem autorização para operar a PCH Bela Vista, uma usina hidrelétrica que se localiza no mesmo rio e tem capacidade semelhante. O processo de obtenção da licença ambiental de instalação necessária está em andamento. Em 2016, a receita líquida e o lucro líquido da usina Foz do Chopim foi de R$ 40,8 milhões e R$ 29,9 milhões, respectivamente, enquanto que em 2015 a receita líquida e o lucro líquido foram de R$ 47,6 milhões e R$ 33,5 milhões, respectivamente.

Instalações de Geração de Energia Eólica

Desde 2013, estamos expandindo nossa capacidade de geração de energia e diversificando nossa matriz de energia através do desenvolvimento de fontes de energia renovável, tal como a construção de parques eólicos no estado do Rio Grande do Norte.

A tabela a seguir apresenta informações sobre nossas usinas eólicas operantes:

Usina Capacidade Instalada Energia Assegurada Entrada em Operação

Vencimento da Concessão

(MW) (MW médios)

São Bento Energia 94,0 46,3 Boa Vista 14,0 6,3 Fevereiro de 2015 Abril de 2046

Olho d’Água 30,0 15,3 Fevereiro de 2015 Maio de 2046

São Bento do Norte 30,0 14,6 Fevereiro de 2015 Maio de 2046

Farol 20,0 10,1 Fevereiro de 2015 Abril de 2046

Palmas 2,5 0,5 Fevereiro de 1999 Setembro de

2029 Complexo Eólico Copel Brisa Potiguar 183,6 98,4

Asa Branca I 27,0 14,2 Agosto de 2015 Abril de 2046

Asa Branca II 27,0 14,3 Setembro de 2015 Maio de 2046

Asa Branca III 27,0 14,5 Setembro de 2015 Maio de 2046

Eurus IV 27,0 14,7 Agosto de 2015 Abril de 2046

Santa Maria 29,7 15,7 Abril de 2015 Maio de 2047

Santa Helena 29,7 16,0 Maio de 2015 Abril de 2047

Ventos de Santo Uriel 16,2 9,0 Maio de 2015 Abril de 2047

São Miguel do Gostoso I(1) 108,0 57,1

Carnaúbas 27,0 13,1 Junho de 2015 Abril de 2047

Reduto 27,0 14,4 Junho de 2015 Abril de 2047

Santo Cristo 27,0 15,3 Junho de 2015 Abril de 2047

São João 27,0 14,3 Junho de 2015 Maço de 2047

(1) Copel possui participação de 49% em São Miguel do Gostoso I. Estes parques estão aptos a operar, aguardando a conclusão da construção das linhas de transmissão.

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São Bento Energia. Em 26 de fevereiro de 2015, os quatro parques eólicos (Boa vista, Olho d’Água, São Bento do Norte e Farol) incluídos no Complexo do Parque Eólico de São Bento, localizado no estado do Rio Grande do Norte iniciaram suas operações. Com capacidade instalada de 94 MW e energia assegurada de 46,3 MW médios. Em agosto de 2010, 43,7 MW médios foram vendidos a um preço médio ponderado de R$ 134,40/MWh (reajustado anualmente pelo IPCA) para 15 concessionárias de distribuição em leilões públicos da ANEEL. A energia a ser gerada por esses parques eólicos foi vendida através de contratos de 20 anos.

Complexo Eólico Copel Brisa Potiguar. Em 15 de setembro de 2015, a Copel concluiu a instalação do Complexo Eólico Brisa Potiguar com capacidade instalada de 183,6 MW e energia assegurada de 92,6 MW médios. A energia assegurada de 52,2 MW médios (dos Parques Eólicos Asa Branca I, Asa Branca II, Asa Branca III e Eurus IV) foram contratualmente comprometidos para distribuidores de energia elétrica no leilão de energia alternativa realizado em agosto de 2010, com um preço médio ponderado de R$ 135,40/MWh (reajustado anualmente pelo IPCA) e 40,7 MW médios (dos Parques Eólicos Santa Helena, Santa Maria e Santo Uriel) foram contratualmente comprometidos no 6° Leilão de Energia de Reserva em agosto de 2011, com um preço médio ponderado de R$ 101,98/MWh (reajustado anualmente pelo IPCA). A energia a ser gerada foi vendida através de contratos com prazo de 20 anos e com pagamentos começando em abril de 2015.

São Miguel do Gostoso I. Em junho de 2014, negociamos com a Voltalia Energia do Brasil Ltda. (Voltalia) a aquisição de uma participação de 49% no Complexo de Parques Eólicos de São Miguel do Gostoso I, no estado do Rio Grande do Norte. O complexo de parques eólicos de São Miguel do Gostoso I tem capacidade instalada de 108 MW e energia assegurada de 57,1 MW médios, e sua energia foi vendida no 4° Leilão de Energia de Reserva por um preço médio de R$ 98,92/MWh por meio de contratos com prazo de 20 anos. Em abril de 2015, concluímos a construção desse complexo de parques eólicos, e, em julho e agosto de 2015, a ANEEL o classificou como pronto para operações comerciais. Esse complexo de parques eólicos iniciará sua produção apenas após a conclusão da construção das instalações de transmissão.

Instalações de Geração Termelétrica

A tabela a seguir apresenta informações sobre as usinas termelétricas em operação em 31 de dezembro de 2016:

Usina Capacidade

instalada Energia assegurada Entrada em operação

Participação

Vencimento

da Concessão

(MW) (GWh/ano) (%)

Araucária 484,1 3.199,2(1) Setembro de 2002 80,0 Dezembro de

2029

Figueira 20,0 90,2 Abril de 1963 100,0 Março de 2019

(1) A energia assegurada anual de usinas termelétricas como Araucária varia dependendo do preço do gás natural, conforme critérios estabelecidos pelo Ministério de Minas e Energia.

Araucária. Possuímos participação de 80,0% na UEG Araucária Ltda., usina termelétrica a gás natural localizada no estado do Paraná. A Usina Termelétrica de Araucária tem capacidade instalada de 484,1 MW. Não possui Contrato de Disponibilidade atualmente em vigor e opera em um modelo de negócios no qual a receita depende da operação da usina. Quando produzida, a energia será vendida no mercado à vista, conforme estabelecido pela ONS.

Figueira. A Usina de Figueira está localizada na cidade de Figueira, no nordeste do estado do Paraná, em uma área chamada vale do Rio do Peixe (onde se localiza a principal bacia carbonífera do Paraná). A operação e manutenção desta instalação é realizada pela Companhia Carbonífera do Cambuí, empresa também responsável pelo suprimento do carvão consumido na usina.

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Expansão e Manutenção da Capacidade Geradora

Esperamos investir R$ 808,6 milhões em 2017 para expandir e manter nossa capacidade de geração, incluindo a participação em novos negócios, dos quais R$ 638,6 milhões serão investidos no Complexo Eólico Cutia, R$ 301,0 milhões em linhas de transmissão, R$ 24,1 milhões na Usina Hidrelétrica Colíder e R$ 20,5 milhões na Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu. O valor restante será investido em manutenção de equipamentos, na modernização da Usina Termelétrica de Figueira e outros projetos.

Projetos de Usinas Hidrelétricas

Temos participações em vários projetos de geração hidrelétrica. A tabela a seguir apresenta informações a respeito de nossos principais projetos de geração hidrelétrica em construção.

Usina Capacidade

instalada

Energia assegurada estimada(1)

Investimento Previsto

Início de operação (Previsto) Participação Situação

(MW) (GWh/ano) (R$ milhões) (%)

UHE Colíder 300,0 1.558 2.153 Dezembro de

2017(2) 100,0

Concessão outorgada

UHE Baixo Iguaçu

350,2 1.500 2.286 Novembro de

2018 30,0

Concessão outorgada

____________

(1) Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda. (2) O início programado da operação da UHE Colíder foi alterado devido a casos fortuitos.

Colíder. Em julho de 2010, conquistamos em leilão da ANEEL a concessão, por 35 anos, para construir e operar a Usina Hidrelétrica Colíder, no rio Teles Pires, no Estado do Mato Grosso. A usina de Colíder terá capacidade instalada de 300,0 MW e está situada entre os municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba. Os municípios de Colíder e Cláudia também serão afetados pelo futuro reservatório. A construção da planta começou em 2011 e cerca de 92% da obra foi concluída em 2016. O reservatório está concluído e o vertedouro está sendo finalizado. Estão em andamento a fabricação de equipamentos e as montagens eletromecânicas, a unidade geradora 01 entrou em fase final de montagem em 2017. Em fevereiro de 2016, iniciamos a construção de uma linha de transmissão de 64 km de extensão que conectará a planta à subestação “Cláudia”. Como resultado de eventos fortuitos, a Copel GeT solicitou à ANEEL o excludente de responsabilidade pelo atraso no início das operações da planta, previsto inicialmente para 30 de dezembro de 2014. Em 2015, a Copel GeT honrou os compromissos dos CCEARs da UHE Colíder, que totalizam 125 MW médios, utilizando a energia remanescente descontratada em outras geradoras.

Em 15 de outubro de 2015, a COPEL GeT obteve uma liminar isentando-a de multas, penalidades e outros encargos até a decisão final sobre o excludente de responsabilidade pleiteado junto à ANEEL. Inicialmente, a ANEEL negou o pedido e, portanto, a Copel GeT apresentou um recurso administrativo à ANEEL, solicitando a revisão da decisão. Em 14 de março de 2017, esse recurso administrativo foi negado pela ANEEL. Buscaremos um recurso judicial e acreditamos que temos boas razões para reverter a decisão da ANEEL.

Adicionalmente, considerando o atraso no cronograma de operação, a Copel GeT aderiu ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, com o objetivo de reduzir a quantidade de energia contratada sob CCEARs e, como resultado, a UHE Colíder obteve liberação de suas obrigações de entregar energia em 2017 sob os CCEARs contratados (125 MW médios).

Com relação garantia física da planta de 177,9 MW médios, estabelecida pela Portaria MME nº 258, em 21 de dezembro de 2016, 125,0 MW médios estão comprometidos sob contrato de 30 anos, ao preço de R$ 103,40/MWh, a partir de 1º de julho de 2010 (corrigido anualmente pela variação do IPCA). Os 52,9 MW médios

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remanescentes não vendidos sob esse contrato ainda não foram contratados e estão disponíveis para venda a grandes consumidores no mercado livre.

Baixo Iguaçu. Em junho de 2013, nós adquirimos participação de 30% na UHE Baixo Iguaçu através de um consórcio, sem pagamento de prêmio. A UHE Baixo Iguaçu é o último grande projeto de energia planejado para o Rio Iguaçu e será localizada a cerca de 30 km a jusante da UHE Governador José Richa, a UHE Salto Caxias, que pertence inteiramente à Copel. A Usina Baixo Iguaçu terá capacidade instalada de 350,2 MW e estará localizada nos municípios de Capanema, Capitão Leônidas Marques, Planalto, Realeza e Nova Prata do Iguaçu. A usina terá energia assegurada de 171,3 MW médios, sendo 121 MW médios comprometidos em um CCEAR de 30 anos ao preço de R$ 98,98/MWh, a partir de 1º de julho de 2008 (corrigido anualmente pelo IPCA), com fornecimento começando setembro de 2018. Os 50,3 MW médios remanescentes não vendidos sob esse contrato ainda não foram contratados e estão disponíveis para venda a grandes consumidores no mercado livre.

A construção dessa usina começou em 2013 e a operação comercial estimada em 2016 foi modificada pois a licença de instalação ambiental foi suspensa desde junho de 2014 devido à disputas judiciais. O 4o Tribunal Regional Federal determinou a suspensão dos seus trabalhos de construção, pois a construção não obteve aprovação da ICMBio, agência ambiental responsável pelo Parque Nacional do Iguaçu (a reserva natural situa-se 500 metros da usina). Em 19 de janeiro de 2016, a ANEEL (i) reconheceu que não éramos responsáveis por esse atraso e postergou o prazo final de construção por mais 756 dias contados a partir de 9 de janeiro de 2016 e (ii) recomendou ao MME que prorrogue o prazo estabelecido para início da operação comercial desta unidade, dentre outros.

A unidade de geração 1 de Baixo Iguaçu agora está programada para iniciar sua operação comercial em novembro de 2018, e as unidades de geração 2 e 3 em dezembro de 2018 e janeiro de 2019, respectivamente.

Projetos de Parques Eólicos

Atualmente, detemos 100% de participação acionária em treze (13) usinas eólicas em construção, totalizando 332 MW de capacidade instalada. Toda a energia a ser produzida desses parques eólicos foi vendida às concessionárias de energia através de contratos com duração de 20 anos. A tabela abaixo apresenta as informações sobre nossos projetos de parques eólicos:

Parque Eólico Capacidade instalada (1)

Energia Assegurada Estimada

Investimento previsto

Início de operação (previsto) Participação

Vencimento da concessão

(MW) (MW médio) (R$ milhões) (%)

Cutia 332,0 126,2 2.211,4 - 100,0

Dreen Cutia 25,2 9,6 - 2017 - Janeiro de 2042

Dreen Guajiru 21,6 8,3 - 2017 - Janeiro de 2042

Esperança do Nordeste 30,0 9,1 - 2017 - Maio de 2050

GE Jangada 30,0 10,3 - 2017 - Janeiro de 2042

GE Maria Helena 30,0 12,0 - 2017 - Janeiro de 2042

Paraíso dos Ventos do Nordeste 30,0 10,6 - 2017 - Maio de 2050

Potiguar 28,8 11,5 - 2017 - Maio de 2050

São Bento do Norte I 24,2 9,7 - 2019 - Agosto de 2050

São Bento do Norte II 24,2 10,0 - 2019 - Agosto de 2050

São Bento do Norte III 22,0 9,6 - 2019 - Agosto de 2050

São Miguel I 22,0 8,7 - 2019 - Agosto de 2050

São Miguel II 22,0 8,4 - 2019 - Agosto de 2050

São Miguel III 22,0 8,4 - 2019 - Agosto de 2050

(1) A capacidade instalada de nossos projetos de parque eólico pode ser reduzida durante a implementação dos projetos.

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Cutia. Em 31 de outubro de 2014, no 6o Leilão de Energia de Reserva, vendemos 71,2 MW médios do complexo de parques eólicos de Cutia (Dreen Cutia, Dreen Guajiru, Esperança do Nordeste, GE Jangada, GE Maria Helena, Paraíso dos Ventos do Nordeste e Potiguar) por R$ 144,00/MWh (preço máximo do leilão). Os sete parques eólicos possuem uma capacidade instalada total de 195,6 MW, energia assegurada de 71,4 MW médios e serão construídos nas cidades de Pedra Grande e São Bento do Norte, Rio Grande do Norte.

Além disso, no 20o Leilão de Nova Energia (A-5), realizado em 28 de novembro de 2014, vendemos 54,8 MW médios de energia eólica (por R$ 136,97/MWh), por meio de Contratos de Disponibilidade com um prazo de 20 anos. Com uma capacidade total de 136,4 MW e energia assegurada de 54,8 MW médios, os seis novos parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte II, São Bento do Norte III, São Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) que pertencem ao complexo de parques eólicos de Cutia serão construídos em São Bento do Norte, no estado do Rio Grande do Norte, na mesma região de outros complexos de parques eólicos que pertencem à Copel.

Projetos em Desenvolvimento

Estamos participando de várias iniciativas para o estudo da viabilidade técnica, econômica e ambiental de alguns projetos de geração hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica. Esses projetos de geração propostos somariam 2.412,5 MW de capacidade instalada. A tabela a seguir apresenta informações a respeito desses projetos de geração propostos.

Projetos Propostos Capacidade Instalada

Estimada Energia Assegurada Estimada Participação

(MW) (GWh/ano) (%)

UTE Araucária II 500,0 4.029,6 100,0

UTE Litoral 500,0 4.029,6 100,0

UTE Sul 500,0 4.029,6 100,0

UHE São Jerônimo 331,0 1.560,2 41,2

UTE Norte Pioneiro 220,0 1.773,0 100,0

Parque eólico Jandaira 99,0 428,2 100,0

Parque eólico Alto Oriente 60,0 247,5 100,0

UHE Salto Grande 47,0 235,8 36,0

PCH Dois Saltos 30,0 135,7 30,0

PCH Foz do Curucaca 29,5 137,3 19,0

PCH Salto Alemã 29,0 173,8 19,0

PCH BelaVista 29,0 145,8 36,0

PCH Alto Chopim 20,3 108,4 19,0

PCH Rancho Grande 17,7 90,4 19,0

TOTAL 2.412,5 17.124,9

Em 2016, a SEF - Saneamento e Engenharia Ferroviária Ltda. decidiu sair do Consórcio Geração Luz Paranaense e sua participação foi distribuída entre os membros remanescentes do consórcio. Portanto, a participação detida pela Copel nos projetos (i) PCH Foz do Curucaca, (ii) PCH Salto Alemã, (iii) PCH Alto Chopim e (iv) PCH Rancho Grande passou de 15% para 19%. Esse aumento não exigiu investimentos adicionais por parte da Copel. Os projetos acima mencionados estão atualmente em processo de solicitação de revogação de suas respectivas Outorgas de Autorização perante a ANEEL. Caso aprovado, a ANEEL poderá realizar uma nova licitação pública e conceder novas Outorgas de Autorização com relação aos projetos.

Em 2017, planejamos disputar concessões de construção e operação de novas usinas hidrelétricas nos

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leilões do mercado regulado para novos projetos de geração. Estamos estudando a viabilidade de nossa participação nos projetos hidrelétricos, eólicos e solar fotovoltaicos que deverão ser listados nos leilões de 2017. Também faremos estudos de novas usinas hidrelétricas. Por exemplo, estabelecemos parcerias com a BE - Empresa de Estudos Energéticos S.A., com a Minas PCH S.A. e com a Silea Participações S.A. para desenvolver estudos na região baixa do Rio Chopim, o que pode levar ao desenvolvimento de mais quatro (4) projetos hidrelétricos. Também estamos conduzindo estudos relativos a leilões governamentais futuros de usinas eólicas, solar fotovoltaicas e hidrelétricas, pequenas usinas hidrelétricas e usinas termelétricas, dos quais podemos vir a participar. Outros projetos de energia renovável sob estudo ou desenvolvimento incluem o uso de detritos sólidos municipais para geração elétrica, e de energia termosolar. Por exemplo, no final de 2016, a Copel instalou duas estações solarimétricas no estado do Rio Grande do Norte nas subestações do parque eólico Brisa Potiguar. As medições solarimétricas estão sendo realizadas em 2017 e podem apoiar o desenvolvimento de projetos de usinas solares fotovoltaicas na área.

Transmissão e Distribuição

Geral

A eletricidade é transferida das usinas para os clientes através de sistemas de transmissão e distribuição. Transmissão é a transferência de grandes volumes de eletricidade das instalações geradoras aos sistemas de distribuição por meio do Sistema Interligado de Transmissão, em tensões iguais ou superiores a 230 kV. Distribuição é a transferência de eletricidade aos Consumidores Finais, em tensões iguais ou inferiores a 138 kV.

A tabela seguinte apresenta informações relativas às nossas redes de transmissão e distribuição nas datas indicadas.

Em 31 de dezembro

2016 2015 2014 2013 2012

Linhas de transmissão (km):

230 kV e 500 kV 2.514,0 2.398,8 2.197,3 2.160,9 2.010,7

138 kV 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2

69 kV(1) - - - 5,4 5,4

Linhas de distribuição (km):

230 kV 165,5 129,6 123,5 63,3 68,3

138 kV 5.970,3 5.866,6 5.153,5 5.054,7 4.880,1

69 kV 695,4 695,3 727,2 932,5 968,5

34,5 kV 84.071,3 83.347,4 82.232,5 81.546,1 81.253,3

13,8 kV 104.556,0 103.488,2 101.688,7 100.279,8 99.195,1

Capacidade de transformação (MVA):

Subestações de transmissão e distribuição (69 kV – 500 kV)(2) 22.535,4 21.727,2 21.649,7 20.576,5 19.454,8

Subestações elevadoras de geração 6.335,0 6.312,4 6.312,4 5.006,8 5.006,8

Subestações de distribuição (34,5 kV) 1.488,5 1.517,2 1.545,0 1.480,2 1.504,8

Transformadores de distribuição 12.548,2 12.032,7 11.278,2 10.882,2 10.325,3

Perdas totais de energia 7,0% 7,0% 7,8% 7,2% 7,7%

________________ (1) Conforme aprovado pela ANEEL em 2008, essas linhas de transmissão de 69 kV da Copel Distribuição foram transferidas para a Copel

Geração e Transmissão, uma vez que eram parte do nosso segmento de negócios de transmissão. (2) Esse número inclui transformadores de tensão primária de 69 kV e 138 kV, que pertencem à Copel Distribuição mas foram instalados em

subestações de 230 kV e 525 kV, que pertencem à Copel Geração e Transmissão.

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Transmissão

Nosso sistema de transmissão abrange todos os nossos ativos de 230 kV ou voltagem superior e uma pequena parcela dos ativos de 69 kV e 138 kV, que são usados para transmitir a energia que geramos e a energia que recebemos de outras fontes. Além de usar as linhas de transmissão para fornecer energia a clientes no Estado do Paraná, transmitimos energia através do Sistema Interligado de Transmissão. Duas companhias pertencentes ao Governo Federal, a Eletrosul e Furnas, também mantêm sistemas de transmissão significativos no Estado do Paraná. Furnas é responsável pela transmissão de eletricidade de Itaipu, enquanto o sistema de transmissão da Eletrosul interliga os Estados do Sul do Brasil. A Copel, assim como todas as outras companhias que possuem instalações de transmissão, é obrigada a permitir que terceiros utilizem suas instalações de transmissão em troca de pagamento em nível estabelecido pela ANEEL.

Atualmente, realizamos a operação e a manutenção de 2.574 km de linhas de transmissão, trinta e quatro (34) subestações no Estado do Paraná e duas (2) subestações no estado de São Paulo. Além disso, temos participação com outras empresas para operar 4.025 km de linhas de transmissão e nove (9) subestações através de sociedades com propósito específico (SPEs).

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A tabela abaixo apresenta informações sobre nossos ativos de transmissão em operação:

Subsidiária / SPE

Linhas de Transmissão

Extensão LT (km)

nº de Subestações

Data de Término da Concessão Participação

RAP ¹ (R$

milhões)

COPEL GeT Principal Concessão de

Transmissão (1) 2.021 32 Dezembro de 2042 100% 192,1

COPEL GeT LT Bateias - Jaguariaiva 137 - Agosto de 2031 100% 19,1

COPEL GeT LT Bateias - Pilarzinho 32 - Março de 2038 100% 1,0

COPEL GeT LT Foz - Cascavel Oeste 116 - Novembro de 2039 100% 11,2

COPEL GeT Subestação Cerquilho III - 1 Outubro de 40 100% 4,5

COPEL GeT LT Londrina – Figueira LT

Foz do Chopim – Salto Osório

102 - Agosto de 2042 100% 5,6

COPEL GeT

LT Assis – Paraguaçu Paulista

Subestação Paraguaçu Paulista II

83 1 Fevereiro de 2043 100% 7,7

COPEL GeT Subestação Curitiba Norte LT Bateias – Curitiba Norte

31 1 Janeiro de 2044 100% 8,4

COPEL GeT Realeza Sul Substação

LT Foz do Chopim- Realeza Sul

52 1 Setembro de 2044 100% 7,0

Subtotal Copel GeT 2.574 36 256,6

Costa Oeste

LT Cascavel Oeste - Umuarama Sul

SE Umuarama Sul 152 1 Janeiro de 2042 51%(2) 6,5

Transmissora Sul Brasileira

Nova Sta Rita - Camaquã 785 1 Maio de 2042 20%(2) 13,6

Caiuá Transmissora

LT Guaíra - Umuarama Sul LT Cascavel Norte - Cascavel

Oeste Subestação Santa Quitéria/ Subestação Cascavel Norte

136 2 Maio de 2042 49%(2) 12,0

Integração Maranhense LT Açailandia-Miranda II 365 - Maio de 2042 49%(2) 18,0

Marumbi LT Curitiba – Curitiba Leste 29 1 Maio de 2042 80%(2) 14,3

Matrinchã LT Paranaíta - Ribeirãozinho 1.005 3 Maio de 2042 49%(2) 94,2

Guaraciaba LT Ribeirãozinho - Marimbondo

600 1 Maio de 2042 49%(2) 48,7

Paranaíba LT Barreiras II - Pirapora II 953 - Maio de 2043 24,5%(2) 32,1

Subtotal SPEs 4.025 9 239,4

Total 6.599 45 496,0

__________________________________

(1) Nossas principais concessões de transmissão abrangem várias linhas de transmissão. (2) Refere-se à participação detida pela Copel Geração e Transmissão.

Expansão e Manutenção de Instalações de Transmissão

A construção de novos ativos de transmissão de 230 kV e superiores deve ser concedida por meio de licitação ou autorizada pela ANEEL. Estamos autorizados pela ANEEL a efetuar pequenas melhorias em algumas das instalações existentes de 230 kV e 500 kV.

Em junho de 2010, a Copel venceu o leilão nº 001/2010 para a construção e operação da linha de transmissão Araraquara II - Taubaté, com 500 kV e 356 km, localizada no Estado de São Paulo. Com uma RAP de R$ 27,4 milhões, o correspondente contrato de concessão foi assinado em maio de 2014 e esperamos concluir as obras de construção dessas instalações até agosto de 2017.

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Em novembro de 2013, a Sociedade de Propósito Específico Mata de Santa Genebra Transmissora, uma parceria entre a Copel (50,1%) e Furnas (49,9%), ganhou o direito de construir e operar 847 km de linhas de transmissão e três subestações nos estados do Paraná e São Paulo. Com uma RAP de R$ 109,9 milhões, o correspondente contrato de concessão foi assinado em maio de 2014 e as linhas de transmissão deverão entrar em operação em novembro de 2017.

Em maio de 2014, a Copel venceu um leilão público da ANEEL para a construção e operação de dois lotes de linhas de transmissão, o primeiro lote composto por 52 km de linhas de transmissão e uma subestação no Estado do Paraná e o segundo lote composto por 120 km de linhas de transmissão nos estados do Paraná e São Paulo. Com uma RAP total de R$ 25,3 milhões, os correspondentes contratos de concessão foram assinados em setembro de 2014. O primeiro lote entrou em operação em janeiro de 2017 e o segundo está agendado para setembro de 2017.

No mesmo leilão público, a SPE formada pela Copel (49%) e Elecnor (51%) ganhou o direito de construir e operar 328 km de linhas de transmissão nos estados de São Paulo e Minas Gerais. Com uma Receita Anual Permitida de R$ 45,9 milhões, os correspondentes contratos de concessão foram assinados em setembro de 2014 e as linhas de transmissão deverão entrar em operação em março de 2018.

Em novembro de 2015, a Copel GeT ganhou o leilão público nº 005/2015 da ANEEL para construção e operação de 230 km de linhas de transmissão nos estados do Paraná e Santa Catarina, além de três subestações no estado do Paraná, com capacidade total de 900 MVA. Com uma RAP de R$ 104,8 milhões, o correspondente contrato de concessão foi assinado em abril de 2016, e essas linhas de transmissão estão programadas para entrar em operação parte em setembro de 2019 e parte em março de 2021.

A tabela abaixo resume as informações relacionadas com nossos ativos de transmissão atualmente em construção:

Subsidiária / SPE Linhas de Transmissão Estado Km Número de subestações Participação

Início das operações (esperado)

COPEL GeT LT Araraquara II — Taubaté SP 334 - 100% Agosto de 2017

COPEL GeT LT Assis – Londrina SP / PR 123 - 100% Setembro de 2017

COPEL GeT LT Curitiba Leste-Blumenau

LT Baixo Iguaçu-Realeza PR/SC 189 3 100%

Setembro de 2019 Março de 2021

Subtotal Copel GeT 646 3

Mata de Santa Genebra

LT Araraquara II - Bateias SP / PR 885 1 50.1% Outubro de 2017

Cantareira LT Estreito - Fernão Dias SP / MG

342 - 49% Março de 2018

Subtotal SPE 1.227 1

Distribuição

Nosso sistema de distribuição consiste de ampla rede de linhas aéreas e subestações com tensões de até 138 kV e uma pequena parcela de nossos ativos de 230 kV. Eletricidade em tensão mais alta é fornecida a grandes consumidores industriais e comerciais, e eletricidade em tensão mais baixa é fornecida a consumidores residenciais, pequenos consumidores industriais, consumidores comerciais e outros. Em 31 de dezembro de 2016, fornecíamos eletricidade a uma área geográfica que abrangia 98% do Paraná e atendíamos a mais de 4,4 milhões de consumidores.

Nossa rede de distribuição inclui 195.458,5 km de linhas de distribuição, 417.689 transformadores de distribuição e 223 subestações de distribuição de 34,5 kV, 35 subestações de 69 kV e 106 subestações de 138 kV. Em 2016, foram feitas 60.705 novas ligações, incluindo consumidores ligados por meio dos programas de

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eletrificação rural e urbana. Continuamos implementando redes compactas de distribuição em áreas urbanas com grande concentração de árvores perto das redes de distribuição.

Possuímos 22 consumidores diretamente supridos em alta tensão (69 kV e acima) mediante conexões com nossas linhas de distribuição. Esses consumidores responderam por aproximadamente 3,5% do volume total de energia vendido pela Copel Distribuição ou 2,1% de nosso volume total de energia vendida em 2016.

Também somos responsáveis pela expansão da rede de distribuição de 138 kV e 69 kV dentro de nossa área de concessão para atender a qualquer crescimento de demanda futura.

Desempenho do Sistema de Distribuição

As perdas totais são normalmente divididas em componentes técnico e não técnico. As perdas técnicas são inerentes ao transporte de eletricidade e consistem principalmente em dissipação de energia na rede de linhas. Perdas não técnicas (ou comerciais) são causadas por ações externas ao sistema de energia (por exemplo, roubo de eletricidade). Uma vez que as perdas totais compreendem tanto parcelas técnicas como não técnicas, este último é facilmente calculado como a diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas estimadas inerentes ao sistema.

As perdas totais em nosso sistema de distribuição estão segmentadas entre (i) perdas na rede básica (tensão igual ou superior a 230kv), externas à nossa rede de distribuição e com uma causa técnica, e (ii) perdas na rede de distribuição (internas à nossa rede de distribuição), que geralmente são causados tanto por razões técnicas e quanto não técnicas.

As perdas na rede básica são calculadas mensalmente pelo CCEE como a diferença entre a geração total e a energia efetivamente entregue às redes de distribuição. As perdas totais de nossa rede de distribuição são calculadas como a diferença entre a energia alocada ao sistema e a energia fornecida aos clientes.

Nossas perdas totais de distribuição de energia (incluindo o sistema de transmissão, perdas técnicas e comerciais) totalizaram 12,8% do total de energia disponível em 2016, sendo (i) 1,9% referente a perdas na rede básica, (ii) 6, 3% das perdas técnicas e (iii) 4,6% das perdas não técnicas.

Além disso, a ANEEL exige que as distribuidoras observem certas normas de "continuidade do fornecimento de energia", ou seja, (i) a duração das interrupções por cliente por ano ou DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora e (ii) a frequência de interrupções por cliente por ano ou FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. As informações relativas à duração e à frequência das paralisações para nossos clientes são apresentadas no quadro a seguir para os anos indicados.

Qualidade do indicador de fornecimento 2016 2015 2014 2013 2012

DEC – Duração de interrupções por consumidor- por ano (em horas)

10h49min 13h40min 14h01min 11h37min 10h15min

FEC – Frequência de interrupções por consumidor por ano

(número de interrupções) 7,23 8,33 9,08 8,06 7,84

Nós cumprimos os indicadores de qualidade definidos pela ANEEL para 2016, que penaliza a falta de

energia além do número médio de horas por cliente, em cada caso calculados numa base anual. Esses limites variam de acordo com a região geográfica, e o limite médio estabelecido pela ANEEL para a nossa empresa de distribuição foi de 13 horas e 37 minutos de interrupções por cliente por ano, um total de 9,24 interrupções por cliente por ano. O não cumprimento desses padrões predeterminados em relação a um Consumidor Final resulta na redução do valor que podemos cobrar de tais Consumidores em períodos futuros.

Além disso, os indicadores de meta de qualidade são considerados pela ANEEL durante procedimentos de renovação da concessão de distribuição e também influenciam o cálculo da ANEEL referente aos nossos ajustes

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tarifários. Para obter mais informações, consulte “Concessões de Distribuição” e “Tarifas de Distribuição”.

Compras

A tabela a seguir contém informações sobre os volumes, os custos e as tarifas médias das principais fontes de eletricidade que adquirimos nos últimos três anos.

Fonte 2016 2015 2014

Itaipu

Volume (GWh) 5.958 5.941 5.870

Custo (milhões de R$) 1.089,9 1.567,8 756,1

Tarifa média (R$ /MWh) 182,91 263,89 128,80

Angra

Volume (GWh) 1.026 1.051 1.046

Custo (milhões de R$) 227,0 178,2 157,4


CCGF

Volume (GWh) 7.553 3.873 1.315

Custo (milhões de R$) 499,9 132,1 42,6


Leilões no mercado regulado

Volume (GWh) 13.387 15.722 16.281

Custo (milhões de R$) (1) 2.493,6 3.502,2 3,1


_______________ (1) Esses números não incluem energia de curto prazo adquirida na CCEE.

Itaipu

Adquirimos 5.958 GWh de eletricidade de Itaipu em 2016, o que constituiu 10,4% de nossa disponibilidade total de eletricidade em 2016 e 20,0% da disponibilidade de eletricidade da Copel Distribuição em 2016. Nossas compras representaram aproximadamente 9,3% da produção total de Itaipu. As concessionárias de distribuição que operam mediante concessões nas regiões centro-oeste, sul e sudeste do Brasil são obrigadas por lei a adquirir a porção brasileira da energia gerada por Itaipu proporcionalmente ao volume de eletricidade que elas fornecem aos clientes. As tarifas pelas quais essas companhias são obrigadas a comprar energia de Itaipu são fixadas para cobrir as despesas operacionais de Itaipu e o pagamento do principal e juros dos empréstimos de Itaipu em dólares americanos, assim como o custo de transmissão até suas áreas de concessão. Essas tarifas são expressas em dólares americanos e foram fixadas em US$ 28,73 por kW em 2017.

Em 2016, pagamos uma tarifa média de R$ 182,9 por MWh pela energia adquirida de Itaipu, contra R$ 263,89 por MWh em 2015. Esses números não incluem a tarifa de transmissão que as companhias de distribuição devem pagar pela transmissão de energia de Itaipu.

Angra

Devido ao fato de a Eletronuclear ter renovado a concessão de geração da Angra de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, a energia gerada pela Angra não é mais vendida no mercado regulado. De acordo com essa Lei, a energia é vendida para distribuidores de acordo com o sistema de cotas estabelecido pela Lei

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de Concessões de 2013. Para obter mais informações, consulte o “item 4. O Setor Elétrico Brasileiro”. Como resultado, a Copel Distribuição foi legalmente obrigada a comprar 1.026 GWh da Usina de Angra em 2016, 1.051 GWh em 2015 e 1.046 GWh em 2014.

Contrato de Cotas de Garantia Física – CCGF

De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, algumas concessionárias de geração renovaram seus contratos de geração e, deste modo, não vendem mais a energia produzida por essas unidades de geração em leilões no mercado regulado. Essa energia é vendida para companhias de distribuição de acordo com o sistema de cotas estabelecido pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013. Para mais informações, vide “item 4. O Setor Elétrico Brasileiro”. A Copel Distribuição é obrigada a comprar energia dessas concessionárias de geração que renovaram as concessões de geração de acordo com o sistema de cotas. A Copel Distribuição foi obrigada a comprar 7.553 GWh em contratos de CCGF em 2016, 3.873 GWh em 2015 e 1.315 GWh em 2014.

Leilões no Mercado Regulado

Em 2016, adquirimos 13.387 GWh de energia termelétrica e hidrelétrica por meio de leilões no mercado regulado. Essa energia representa 44,8% da eletricidade total que adquirimos. Para mais informações sobre o mercado regulado e o mercado livre, ver “O Setor Elétrico Brasileiro - A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”.

Vendas a Consumidores Finais

Em 2016, fornecemos aproximadamente 97% da energia distribuída diretamente a Consumidores Cativos no Paraná. Nossa área de concessão inclui 4,5 milhões de clientes localizados no Paraná e em um município do Estado de Santa Catarina, localizado ao sul do Paraná. Também vendemos energia a 40 Consumidores Livres, 4 dos quais localizados fora de nossa área de concessão. Em 2016, o consumo total de energia de nossos Consumidores Cativos e nossos Consumidores Livres foi de 26.209 GWh, uma redução de 6,2% contra os 27.949 GWh em 2015. A tabela seguinte apresenta informações sobre os volumes de energia vendidos a diferentes classes de compradores para os períodos indicados.


Categoria de compradores 2016 2015 2014 2013 2012

(GWh)

Consumidores Industriais 9.585 10.823 10.841 10.675 8.799

Residencial 6.932 6.957 7.267 6.888 6.559

Comercial 5.108 5.542 5.482 5.086 5.058

Rural 2.180 2.256 2.252 2.081 2.025

Outros(1) 2.404 2.371 2.382 2.279 2.211

Total(2) 26.209 27.949 28.224 27.008 24.652

____________ (1) Inclui serviços públicos como iluminação pública, fornecimento a municípios e outros órgãos governamentais e nosso consumo próprio. (2) O total de GWh não inclui nossas perdas de energia.

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A seguinte tabela apresenta o número de Consumidores Finais da Copel em cada categoria em 31 de dezembro de 2016.

Categoria Número de Consumidores Finais

Industrial 82.075

Residencial 3.597.105

Comercial 382.127

Rural 360.066

Outras(1) 57.454

Total 4.478.827 ____________ (1) Inclui iluminação pública, fornecimento a municípios e outros órgãos governamentais, serviços públicos e nosso consumo próprio.

Consumidores industriais e comerciais responderam por aproximadamente 34,3% e 20,4%, respectivamente, de nossas receitas totais de venda aos Consumidores Finais 2016. Em 2016, 26,2% das nossas receitas totais de vendas de energia provieram de vendas a consumidores residenciais.

Tarifas

Tarifas de Fornecimento. Classificamos nossos consumidores em dois grupos (“Consumidores do Grupo A” e “Consumidores do Grupo B”), com base no nível de tensão em que a energia é fornecida e em serem eles consumidores industriais, comerciais, residenciais ou rurais. Cada consumidor se enquadra num determinado nível tarifário definido por lei e baseado na classificação do consumidor, embora haja alguma flexibilidade de acordo com a natureza da demanda de cada consumidor. Sob a legislação brasileira, consumidores em baixa tensão como os consumidores residenciais (excluídos os consumidores residenciais de baixa renda, como definido abaixo) pagam as tarifas mais altas, seguidos pelos consumidores em 13,8 kV e 34,5 kV (geralmente comerciais), e pelos consumidores em 69 kV e 138 kV (geralmente industriais).

Os Consumidores do Grupo A recebem eletricidade em tensões de 2,3 kV ou superiores, e as tarifas aplicáveis a eles baseiam-se no nível de tensão efetivo em que a energia é fornecida no horário do dia em que a energia é fornecida. As tarifas têm dois componentes: “demanda” e “energia”. O componente “demanda”, expresso em reais por kW, baseia-se no maior entre (i) a capacidade firme contratada e (ii) a capacidade efetivamente utilizada. O componente “energia”, expresso em reais por MWh, baseia-se no volume de energia efetivamente consumido, registrado por nossas medições.

Os consumidores do grupo B recebem energia em tensões inferiores a 2,3 kV, e as tarifas aplicáveis a eles abrangem somente um componente “energia” e baseiam-se na classificação dos consumidores.

A ANEEL atualiza nossas tarifas anualmente, geralmente em junho. Para maiores informações sobre os ajustes de tarifas de distribuição concedidos pela ANEEL em anos recentes, vide “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras – Visão Geral – Tarifas e Preços”.

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A tabela seguinte apresenta as tarifas médias para cada categoria de Consumidores Finais em 2016, 2015 e 2014.

Tarifas 2016 2015 2014

(R$/MWh)

Industrial 398,35 369,91 236,35

Residencial 459,35 434,82 292,99

Comercial 439,47 407,17 269,00

Rural 302,47 272,10 178,48

Outros consumidores 331,85 316,56 208,73

Todos os Consumidores Finais 410,08 382,82 252,63

Consumidores Residenciais de Baixa Renda. Pela legislação brasileira, somos obrigados a oferecer tarifas

com desconto para certos consumidores residenciais de baixa renda (os “Consumidores Residenciais de Baixa Renda”). Em dezembro de 2016, atendemos cerca de 298.706 Consumidores Residenciais de Baixa Renda. Para atender esses consumidores, em 2016, recebemos subsídio de aproximadamente R$ 73,5 milhões do Governo Federal, aprovado pela ANEEL.

A tabela abaixo apresenta as atuais taxas mínimas de desconto aprovadas pela ANEEL para cada categoria de Consumidores Residenciais de Baixa Renda.

Consumo Desconto sobre a Tarifa Básica Até 30 kWh por mês 65%

De 31 a 100 kWh por mês. 40%

De 101 a 220 kWh por mês 10% Consumidores Especiais. Consumidores de nossa unidade de distribuição que consomem pelo menos 500

kV (“Consumidores Especiais”) podem escolher seu fornecedor de energia se este gerar sua energia a partir de fontes alternativas, tais como pequenas centrais hidrelétricas, usinas eólicas ou de biomassa. Os Consumidores Especiais que optarem por adquirir energia de outro fornecedor que não a Copel Geração e Transmissão continuam a usar nossa rede de distribuição e a pagar nossa tarifa de distribuição. Entretanto, como incentivo para os Consumidores Especiais adquirirem energia de fontes alternativas, somos obrigados a reduzir a tarifa paga por eles em 50%. Esse desconto é subsidiado pelo governo federal brasileiro e, portanto, não tem impacto sobre as receitas de nossa unidade de distribuição.

Tarifas de Transmissão. As concessionárias de transmissão fazem jus a receitas anuais baseadas na rede de transmissão que possuem e operam. Essas receitas são reajustadas anualmente conforme critérios estipulados nos respectivos contratos de concessão. Somos parte direta de doze contratos de concessão de transmissão, nove dos quais estão em fase operacional e três em construção, sendo que o modelo de receita não é igual para todos. 7,4% de nossas receitas de transmissão são corrigidas anualmente pelo IGP-M e os outros 92,6% estão sujeitos ao processo de revisão tarifária.

De todas nossas concessões de transmissão em estágio operacional, nossa principal concessão de transmissão (que envolve nossas principais instalações de transmissão) representaram cerca de 74,9% do fluxo de caixa gerado pelo nosso negócio de transmissão em 2016.

A primeira revisão periódica de nossa concessão principal de transmissão prevista para 2005 só foi realizada em 2007, momento em que a ANEEL reduziu as tarifas em 15,08%. Esse reajuste foi aplicado retroativamente a julho de 2005 e repassado a nossos Consumidores Finais até junho de 2009. Além disso, em julho de 2010, de acordo com a segunda revisão periódica de nossa concessão principal, a ANEEL aprovou provisoriamente uma redução em nossa tarifa de transmissão de 22,88%, aplicada às receitas de novas instalações do Sistema Interligado, e aplicada retroativamente a partir de 1º de julho de 2009. Em junho de 2011, a ANEEL revisou

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os números da segunda revisão periódica e reduziu a receita anual para 19,94%. O restante de nossas receitas anuais foi reajustado pelo IGP-M ou IPCA, conforme o contrato.

No final de 2012, a Copel decidiu antecipar a prorrogação do contrato de sua principal de concessão de transmissão (que corresponde a 78% das linhas de transmissão da Companhia em operação), que venceria em 2015, de acordo com as novas normas da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013. Em dezembro de 2012, a Copel assinou o Terceiro Aditamento do Contrato de Concessão 060/2001, prorrogando esse contrato de concessão de transmissão até 31 de dezembro de 2042. Para corrigir a receita anual permitida desses ativos de acordo com as novas normas da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, a ANEEL reduziu as tarifas de transmissão cobradas em 61,9%.

Além deste, temos outros oito contratos de concessão para linhas e subestações de transmissão em operação, que correspondem juntos a 25,2% de nossas receitas de transmissão. As receitas que devemos receber, de acordo com um desses contratos, são corrigidas anualmente pelo IGP-M e não são sujeitas ao processo de revisão tarifária. No entanto, esse valor anual será reduzido em 50% do 16º ano em diante, a partir de 2018. Outras sete receitas contratuais estão sujeitas ao processo de revisão tarifária e corrigidas pelo IPCA.

Em 2013, nosso maior contrato de concessão de transmissão foi corrigido pelo IPCA e melhorias ao sistema foram aprovadas pela ANEEL (aumento de 8,9%). Dos outros três contratos de concessão de transmissão que estavam vigentes em 2013, um foi corrigido pelo IPCA (aumento de 6,5%), outro pelo IGP-M (aumento de 6,2%), e o último passou pela primeira revisão tarifária (redução de 8,9%). Consequentemente, as receitas anuais permitidas para o ciclo de 2013/2014 dos nossos ativos de transmissão tiveram um aumento líquido de 8,4% sobre as nossas receitas anuais permitidas, seguindo a renovação da nossa principal concessão de transmissão em 2012.

Em 2014, (i) dois de nossos contratos de concessão de transmissão (inclusive nosso principal contrato de concessão de transmissão) foram ajustados pelo IPCA e benfeitorias no sistema foram aprovados pela ANEEL (aumento médio de 18,2%), (ii) um deles foi ajustado pelo IPCA (6,4%), (iii) o outro pelo IGP-M (7,8%) e (iv) um tornou-se operacional em 28 de julho de 2014, adicionando R$ 4,2 milhões à nossa receita anual permitida. Como resultado, a receita anual permitida referente o ciclo de 2014/2015 de nossos ativos de transmissão refletiu um aumento de 19,9% em relação à receita anual permitida do ciclo 2013/2014.

Em 2015, (i) dois de nossos contratos de concessão de transmissão (incluindo nosso principal contrato de concessão de transmissão) foram ajustados pelo IPCA, e melhorias do sistema foram aprovadas pela ANEEL (aumento médio de 15,6%), (ii) três contratos de concessão de transmissão foram ajustados pelo IPCA (8,5%), (iii) um contrato de concessão de transmissão, pelo IGP-M (4,1%), e (iv) dois contratos de transmissão tornaram-se operacionais em 28 de junho de 2015 e 25 de janeiro de 2016, adicionando R$ 12,1 milhões à nossa RAP. Dessa forma, a receita anual permitida do ciclo de 2015/2016 de nossos ativos de transmissão reflete um aumento de 21,0% em relação a nossa receita anual permitida para o ciclo de 2014/2015.

Em 2016, (i) quatro de nossos contratos de concessão de transmissão (incluindo nosso principal contrato de concessão de transmissão) foram reajustados pelo IPCA e melhorias no sistema foram aprovadas pela ANEEL (aumento médio de 9,5%), (ii) dois contratos de concessão de transmissão foram ajustados pelo IPCA (9,3%), (iii) um contrato de concessão de transmissão foi ajustado pelo IGP-M (11,1%) e (iv) dois contratos de transmissão entraram em operação em 16 de maio de 2016 e em 15 de janeiro de 2017, somando R$ 15,4 milhões de receitas anuais permitidas. Como resultado, as receitas anuais permitidas para o ciclo 2016/2017 para nossos ativos de transmissão refletem um aumento de 16,7% sobre nossas receitas anuais permitidas para o ciclo 2015/2016.

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A tabela abaixo demonstra nossa RAP (R$ milhões) referente aos últimos quatro ciclos das linhas de transmissão sobre as quais detemos 100%:

Contrato Linha de Transmissão/

Subestação Jul.2016 Jun.2017

Jul.2015 Jun.2016

Jul.2014 Jun.2015

Jan.2014 Jun.2014

RAP (em R$ milhões)

060/2001 Principal Concessão de Transmissão (1) 192,1 174,9 150,1 126,4

075/2001 Bateias – Jaguariaiva 19,1 17,2 16,5 15,3

006/2008 Bateias – Pilarzinho 1,0 0,9 0,9 0,8

027/2009 Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste 11,2 10,2 10,1 9,1

015/2010 Cerquilho III 4,5 4,6 4,2 -

022/2012 Foz do Chopim – Salto Osório 5,6 5,1 1,1 -

002/2013 Assis-Paraguaçu Paulista II SE Paraguaçu Paulista II

7,7 7,0 - -

005/2014 Bateias – Curitiba Norte 8,4 - - -

021/2014 Foz do Chopim - Realeza(2) 7,1 - - -

Total 256,7 219,9 182,9 151,6

(1)Nossas principais concessões de transmissão abrangem várias linhas de transmissão. (2) Essa linha de transmissão entrou em operação em janeiro de 2017.

Outros Negócios

Telecomunicações

Copel Telecomunicações S.A. A Copel Telecomunicações, conforme autorização da Agência Nacional de Telecomunicações – ANATEL (a “ANATEL”), oferece serviços de telecomunicações nos Estados do Paraná e Santa Catarina. Oferecemos esses serviços desde agosto de 1998 por meio do uso de nossa rede de fibra óptica (que totalizava 31.117 quilômetros de cabos de fibra óptica ao fim de 2016). Em 2016, atendemos os 399 municípios do Estado do Paraná e mais dois municípios no Estado de Santa Catarina e também estamos envolvidos em projeto educacional que visa fornecer acesso à Internet em banda larga a escolas do ensino público fundamental e médio no Estado do Paraná.

Atendemos a maioria dos principais operadores brasileiros de telecomunicações que operam no Estado do Paraná. No total, possuímos clientes pessoa jurídica, incluindo supermercados, universidades, bancos, provedores de internet e redes de televisão e clientes do varejo). Também prestamos uma série de serviços diferentes de telecomunicações a nossas subsidiárias.

Sercomtel. Possuímos 45% das ações da Sercomtel Telecomunicações S.A. (“Sercomtel”). A Sercomtel detém concessões para fornecer serviços de telefonia fixa e móvel nos municípios de Londrina e Tamarana, no Estado do Paraná, e obteve autorização da ANATEL para fornecer serviços de telefonia a todas as outras cidades do Paraná. Atualmente, a Sercomtel opera em regime de autorização com sua própria rede em catorze (14) cidades do Estado do Paraná. Por meio de um acordo comercial conosco, em vigor desde março de 2012, a Sercomtel presta serviços telefônicos a outras 66 cidades do Estado do Paraná, inclusive Curitiba. Sercomtel tem concessões da ANATEL para fornecer serviços de televisão a cabo em São José (Estado de Santa Catarina) e Osasco (Estado de São Paulo) e transmissão de televisão por ondas de rádio em Maringá (Estado do Paraná).

Em 31 de dezembro de 2016, a Sercomtel, em sua área de concessão de telefonia fixa, tinha um total de 302.974 linhas telefônicas instaladas, 254.878 das quais estavam em operação. Em 31 de dezembro de 2016, a Sercomtel tinha capacidade instalada de 100.000 terminais em seu sistema Global System for Mobile

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Communications- GSM, dos quais 71.460 estavam em operação. As receitas líquidas da Sercomtel em 2016 foram de R$ 162,0 milhões, registrando prejuízo de R$ 20,4 milhões.

Além do negócio de telecomunicações, a Sercomtel atualmente detém 100% do capital social de três subsidiárias: (i) Sercomtel Participações, uma empresa cujo objetivo é prestar serviços de valor agregado, projetar, implantar e manter provedores de serviços de internet, operar uma central de atendimento para usuários de serviços de telecomunicação e oferecer soluções integradas de TI, entre outras atividades (ii) a Sercomtel Contact Center, uma empresa cujo objetivo é controlar centrais de atendimento, desenvolver e implementar projetos de CRM - Gestão do Relacionamento com o Cliente, prestar serviços de atendimento e relacionamento com os clientes, entre outros, e (iii) a Sercomtel Iluminação, que presta serviços de manutenção em iluminação pública na cidade de Londrina, no estado do Paraná.

Água e Saneamento

Em Janeiro de 2008, a Copel adquiriu a participação de 30% na Dominó Holdings S.A. (a “Dominó Holdings”) detida pela Sanedo Ltda., uma subsidiária integral do Grupo Veola, por R$ 110,2 milhões.

Em Março de 2014, reestruturamos nossa participação acionária na Dominó Holdings e sua participação na Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar (a “Sanepar”), uma concessionária que fornece água a aproximadamente 10,8 milhões de pessoas e saneamento a 7,1 milhões de pessoas em 345 localidades urbanas e rurais no Estado do Paraná.

Em dezembro de 2016, a Dominó Holdings converteu 41.000.000 ações com direito a voto da Sanepar em 41.000.000 ações preferenciais e concedeu o direito de venda conjunta (tag along) na oferta pública inicial e secundária da Sanepar ao preço de R$ 9,50 por ação. A Dominó Holdings reduziu a quantidade de ações com direito a voto da Sanepar para 16.237.359 ações, ou seja, 9,7% do capital votante e 3,2% do capital total da Sanepar.

Em janeiro de 2017, possuíamos (i) de forma indireta, por meio da Copel Comercialização S.A., 49% das 16.237.359 ações ordinárias remanescentes da Sanepar detidas pela Dominó Holdings, o que representa 1,6% de seu capital votante, e (ii) de forma indireta, 36.343.267 ações preferenciais da Sanepar, ou 7,2% de seu capital total. O estado do Paraná detém agora 89,8% do capital votante total da Sanepar e 29,9% de seu capital total.

O lucro líquido da Dominó Holdings em 2016 foi de R$ 76,5 milhões.

Gás

Distribuição de Gás

Estamos envolvidos na distribuição de gás natural através da Companhia Paranaense de Gás (a “Compagas”), a companhia que possui direitos exclusivos de fornecer gás canalizado no Estado do Paraná. A Compagas opera a rede de distribuição de gás no Estado do Paraná, com 800 km de extensão em 2016, um aumento de 2,5% em comparação com 780 km em 2015. Em 2016, a receita líquida da Compagas foi de R$ 542,8 milhões, uma redução de 61% comparado com 2015, e o lucro líquido foi de R$ 5,0 milhões, uma redução de 78,5% comparado com 2015. Os clientes da Compagas incluem usinas termelétricas, usinas de cogeração, postos de combustíveis, outras empresas e residências. A Compagas está concentrando sua estratégia de negócios no aumento do volume de gás distribuído a consumidores por meio da divulgação dos benefícios da substituição do petróleo e outros combustíveis pelo gás, como meio de alcançar maior eficiência energética. A base de clientes da Compagas cresceu 13%, de 31.790 consumidores em 2015 para 36.189 consumidores em 2016.

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A Compagas registrou redução de 11% no volume médio diário de gás natural distribuído a Consumidores Finais para 1.259.138m3/dia em 2016 (excluindo o volume de gás fornecido à termelétrica UEG Araucária), comparado a 1.415.837m3/dia em 2015. Além disso, a Compagas disponibiliza sua rede de distribuição para o transporte de gás natural para a UEG Araucária. Em 2016, a Petrobras S.A. entregou 15,4 milhões de metros cúbicos de gás para a UEG Araucária, contra 1.316.754 milhões de metros cúbicos em 2015.

Em 31 de dezembro de 2016, possuíamos participação controladora (51%) no capital social da Compagas e consolidamos essa participação acionária em nossas demonstrações financeiras. Os acionistas minoritários da Compagas são a Petrobras e a Mitsui Gas, cada uma delas com 24,5% do capital social da Compagas.

Exploração de Gás

Na 12ª rodada de licitações da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), realizada no final de 2013, o consórcio composto por nós (30%), Bayar Participações (30%), Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%) - essa última na condição de empresa operadora - ganhou o direito de explorar, pesquisar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural em quatro blocos localizados na região centro-sul do estado do Paraná (Bacia do Paraná), em uma área de 11.327 km. O investimento mínimo na primeira fase da pesquisa é de aproximadamente R$ 78,1 milhões por um período de 4 anos. Nós e nossos parceiros assinamos os contratos de concessão para 2 blocos em maio de 2014. Entretanto, a primeira fase de exploração desses dois blocos foi interrompida devido uma ação civil pública, em decorrência da qual, a celebração dos contratos de concessão para os dois blocos restantes também está suspensa.

Além disso, o governo do estado do Paraná promulgou recentemente a Lei nº 18.947 (de 22 de dezembro de 2016) que suspende por dez anos a exploração de gás de xisto por meio do método de perfuração seguido de fraturamento hidráulico (fracking). O objetivo da suspensão é evitar danos ambientais. Como resultado dos recentes desenvolvimentos mencionados acima, estamos atualmente avaliando as próximas etapas com relação a este projeto.

CONCESSÕES

Operamos nossos negócios de geração, transmissão e distribuição mediante concessões outorgadas pelo Governo Federal. De acordo com a legislação brasileira, as concessões estão sujeitas a licitações ao final de seus respectivos prazos.

Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013

De acordo com as regras válidas antes da promulgação da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, as concessionárias de geração tinham direito de renovar suas respectivas concessões celebradas antes de 2003 por mais 20 anos. Para concessões de distribuição e transmissão outorgadas após 1995, as concessionárias possuíam o direito de renovar esses contratos por mais 30 anos.

Com a promulgação, em 11 de setembro de 2012, da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, que havia sido precedida por uma medida provisória, houve uma alteração importante nas condições sob as quais as concessionárias são capazes de renovar contratos de concessão. De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, as concessionárias de geração, transmissão e distribuição podem renovar as concessões vigentes a partir de 1995 (e, no caso de instalações de geração, os contratos de concessão de geração celebrados antes de 2003) por um período adicional de 30 anos (ou 20 anos, no caso de usinas termelétricas), contanto que a concessionária concorde em alterar o contrato de concessão para refletir uma série de novas condições. De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, as concessionárias devem decidir 60 meses antes do final de cada prazo de concessão se irão renovar ou encerrar cada contrato de concessão ao final de seu respectivo prazo.

Para concessionárias de instalações de geração existentes, a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 altera o escopo desses contratos de concessão renovados. Anteriormente, a concessionária de geração possuía o direito de vender a energia gerada pelas instalações sujeitas à concessão para obter lucro. Por outro lado, as

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concessões renovadas de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não concederão às concessionárias o direito de vender a energia gerada por essas instalações. Em vez disso, essas concessões somente abrangerão a operação e manutenção das instalações de geração. A energia gerada por essas instalações será alocada pelo governo federal brasileiro em cotas para o mercado regulado, as quais serão adquiridas por concessionárias de distribuição. Por outro lado, em relação às novas instalações de geração, a concessionária ainda terá o direito de vender a energia produzida pelas instalações de geração.

Além disso, para alterar o escopo das concessões de geração, a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, estabeleceu o novo regime tarifário que afeta significativamente o tratamento das quantias a serem investidas pelas concessionárias para melhorar e manter as usinas de geração. Nesse sentido, diversos regulamentos foram publicados pelo MME e pela ANEEL para regulamentar a remuneração devida a concessionárias como resultado de seus investimentos para melhorar e manter usinas de geração.

A Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 afeta de maneira distinta as concessões de distribuição e transmissão. A principal mudança é que as quantias investidas em projetos de modernização, reformas estruturais, equipamentos e contingências serão submetidas à aprovação prévia da ANEEL. No entanto, a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não afeta a maneira pela qual as concessionárias de transmissão e distribuição podem recuperar as quantias investidas na infraestrutura de transmissão.

A Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 é aplicada a todos os contratos de geração, transmissão e distribuição vigentes a partir de 1995 (e, no caso de concessões de geração, contratos celebrados antes de 2003), independentemente de o contrato conceder à concessionária o direito de renovar a concessão em seus termos originais. Por exemplo, vários de nossos contratos de concessão contêm provisões que nos permitem renovar essas concessões por 20 anos. De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, para renovar esses contratos, teríamos que aceitar a aplicação das condições impostas pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, sendo que o contrato de concessão seria então renovado por 30 anos, em vez de 20. Se optarmos por renovar um contrato de concessão que possui uma provisão de renovação, seríamos indenizados pelo governo brasileiro com recursos do Fundo RGR (vide Encargos Regulatórios do Setor Elétrico), em uma quantia igual à porção de nossos investimentos ainda não amortizados ou depreciados, como calculado pela ANEEL.

Se uma concessionária optar por não aceitar o novo regime tarifário em relação a um contrato de concessão e, portanto, decidir não renovar o contrato, a concessão terminará ao final do prazo original, e o governo brasileiro organizará uma nova licitação para a concessão. A concessionária original pode participar da nova licitação.

Concessões de Geração

Das 18 usinas de geração que operamos em 2016, 15 eram operadas de acordo com os contratos de concessão de geração que ainda estavam em vigor. As outras três usinas de geração (Capivari Cachoeira, Chopim I e Rio dos Patos, com respectiva capacidade instalada de 260,0 MW, 8,2 MW, 1,8 MW e 1,7 MW) eram usinas às quais tínhamos contratos de concessão que expiraram entre 2014 e 2015 e que optamos por não renovar.

Em relação à Usina Capivari Cachoeira, apesar de a Copel GeT não ter optado por renovar a concessão original para a UHE Capivari Cachoeira, a empresa participou do novo processo de licitação e foi a vencedora. Em 5 de janeiro de 2016, a Copel GeT celebrou um contrato de concessão com a ANEEL, de forma que continuará operando essa usina em um regime de operação e manutenção até 2045. Pagamos um valor total de R$ 574,8 milhões como bônus de outorga deste contrato de concessão.

A Usina Capivari Cachoeira tem capacidade instalada de 260 MW e energia assegurada de 109 MW médios, e a receita de sua operação e manutenção para o período de julho de 2015 a junho de 2016, foi de R$ 130,9 milhões e para o período de julho de 2016 a junho de 2017, a receita é de R$ 126,1 milhões. 100% da energia gerada por essa usina em 2016 foi alocada em cotas para o mercado regulado, passando para 70% em 1 de janeiro de 2017. A Copel GeT não arcará mais com o risco hidrológico da energia assegurada alocada em cotas, de acordo com o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) relacionado à Usina Capivari Cachoeira.

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Em relação à Chopim I, vale mencionar que a Lei nº 13.097/15, promulgada em janeiro de 2015, alterou o limite da capacidade instalada das Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs) e das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). Após essa mudança, o limite da capacidade instalada das CGHs passou de 1 MW para 3 MW. Dessa forma, a usina Chopim I, que era classificada como uma PCH, passou a ser uma CGH e não precisa mais de uma concessão, e sim de um registro na ANEEL.

Com relação à usina de Rio dos Patos, estamos atualmente operando a instalação em caráter temporário, aguardando a decisão da MME sobre a recomendação da ANEEL para a extinção do Rio dos Patos. A operação foi suspensa em setembro de 2014 como resultado de danos causados pelas inundações em julho daquele ano. O processo será feito sem a reversão dos ativos da empresa para o poder concedente. Com a extinção de Rio dos Patos, parte de sua estrutura será reaproveitada durante a construção do empreendimento PCH Bela Vista, no qual a Copel terá 36,0% de participação.

Sob as regras em vigor antes da promulgação da Lei Renovação de Concessões de 2013, 13 de nossas usinas de geração tiveram suas concessões prorrogadas pelas autoridades brasileiras, desde 1999, com prazo de 20 anos em cada caso, conforme regulamentação anterior. De acordo com a lei anterior, essas concessões não fazem jus a uma segunda prorrogação. No entanto, conforme descrito acima, a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 permite a prorrogação dessas concessões por um período adicional de 30 anos, se optarmos por aceitar a aplicação do novo regime tarifário.

Concessões para projetos de geração outorgadas após 2003, como o da Usina Hidrelétrica de Mauá, não são renováveis, o que significa que no vencimento do prazo de 35 anos, a nova concessão será oferecida mediante licitação. A Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não impacta as concessões de geração outorgadas após 2003.

As tabelas a seguir apresentam informações sobre os prazos e as prorrogações de nossas principais concessões de geração hidrelétrica, termelétrica e eólica, cujas concessões originais não foram sujeitas à Lei sobre Prorrogação de Concessões e nas quais detemos participação acionária direta:

Usina Hidrelétrica Data inicial da

concessão Primeiro vencimento Data de prorrogação Data final de vencimento

Foz do Areia Maio de 1973 Maio de 2003 Janeiro de 2001 Setembro de 2023

Apucaraninha Outubro de 1975 Outubro de 2005 Abril de 2003 Outubro de 2025

Guaricana Agosto de 1976 Agosto de 2006 Agosto de 2005 Agosto de 2026

Chaminé Agosto de 1976 Agosto de 2006 Agosto de 2005 Agosto de 2026

Segredo Novembro de 1979 Novembro de 2009 Setembro de 2009 Novembro de 2029

Derivação do Rio Jordão Novembro de 1979 Novembro de 2009 Setembro de 2009 Novembro de 2029

Salto Caxias Maio de 1980 Maio de 2010 Setembro de 2009 Maio de 2030

Marumbi Março de 1956 Em análise pela ANEEL Em análise pela

ANEEL Em análise pela ANEEL

Mauá (1) Junho de 2007 Julho de 2042 Não renovável Julho de 2042

Colíder(2) Janeiro de 2011 Janeiro de 2046 Não renovável Janeiro de 2046

Cavernoso II Fevereiro de 2011 Fevereiro de 2046 Não renovável Fevereiro de 2046

Baixo Iguaçu(3) Agosto de 2012 Agosto de 2047 Não renovável Setembro de 2049

________________________

(1) A UHE Mauá foi construída pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, em que a Copel possui uma participação de 51,0% e a Eletrosul 49,0% os restantes.

(2) Início de operações agendado para dezembro de 2017. (3) Em construção pelo Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu, no qual a Copel detém 30% e a Geração Céu Azul detém os 70% restantes.

Estima-se que as operações iniciem em novembro de 2018.

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Usinas Termelétricas Data inicial da

concessão Primeiro vencimento Data de prorrogação Data final de vencimento

Figueira Março de 1969 Março de 1999 Junho de 1999 Março de 2019

Usinas Eólicas Data inicial da concessão Data do primeiro vencimento

Asa Branca I Abril de 2011 Abril de 2046

Asa Branca II Maio de 2011 Maio de 2046

Asa Branca III Maio de 2011 Maio de 2046

Nova Eurus IV Abril de 2011 Abril de 2046

Santa Maria Maio de 2012 Maio de 2047

Santa Helena Abril de 2012 Abril de 2047

Ventos de Santo Uriel Abril de 2012 Abril de 2047

Boa Vista Abril de 2011 Abril de 2046

Farol Abril de 2011 Abril de 2046

Olho D’Água Junho de 2011 Maio de 2046

São Bento do Norte Maio de 2011 Maio de 2046

Cutia(1) Janeiro de 2012 Janeiro de 2042

Guariju(1) Janeiro de 2012 Janeiro de 2042

Jangada(1) Janeiro de 2012 Janeiro de 2042

Maria Helena(1) Janeiro de 2012 Janeiro de 2042

Palmas Setembro de 1999 Setembro de 2029

Potiguar(1) Maio de 2015 Maio de 2050

Esperança do Nordeste(1) Maio de 2015 Maio de 2050

Paraíso dos Ventos do Nordeste(1) Maio de 2015 Maio de 2050

São Bento do Norte I(1) Agosto de 2015 Agosto de 2050

São Bento do Norte II(1) Agosto de 2015 Agosto de 2050

São Bento do Norte III(1) Agosto de 2015 Agosto de 2050

São Miguel I(1) Agosto de 2015 Agosto de 2050

São Miguel II(1) Agosto de 2015 Agosto de 2050

São Miguel III(1) Agosto de 2015 Agosto de 2050 (1) Usinas eólicas situadas no parque eólico Cutia da Copel em construção.

A tabela a seguir apresenta informações relacionadas aos termos de nossas usinas de geração hidrelétrica, cujos contratos de concessão foram celebrados de acordo com os termos e as condições da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013:

Usinas Hidrelétricas com Concessões Renovadas

Data de início da concessão

Primeira data de vencimento Data de Prorrogação

Última data de vencimento

Capivari Cachoeira (Gov Parigot de Souza)

Janeiro de 2015 Janeiro de 2046 Não sujeito a prorrogação

Janeiro de 2046

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A tabela a seguir apresenta informações relativas aos prazos de geração de nossas usinas hidrelétricas que, quando o respectivo período original de concessão expirar, deixarão de ser sujeitas a um regime de concessão e passarão a ser sujeitas a um processo de registro junto à ANEEL:

Usinas Hidroelétricas

Data inicial da concessão

Data de vencimento da concessão

Data final de vencimento

Chopim I(1) Março de 1964 Julho de 2015 Indefinidamente

São Jorge Dezembro de 1974 Dezembro de 2024 Indefinidamente

Cavernoso Janeiro de 1981 Janeiro de 2031 Indefinidamente

Melissa Maio de 2002 Indefinidamente -

Pitangui Maio de 2002 Indefinidamente -

Salto do Vau Maio de 2002 Indefinidamente - _________________________________________

(1)A Lei 13.097/15, promulgada em janeiro de 2015, alterou o limite de capacidade das Usinas Hidrelétricas - CGHs e PCHs. Após esta alteração, o limite das CGHs aumentou de 1 MW para 3 MW. Como resultado, a unidade Chopim I, que antigamente era classificada como uma PCH, é agora uma CGH, e não precisa mais de uma concessão, apenas de um registro na ANEEL.

Também possuímos participações em cinco outras empresas de geração. A tabela a seguir apresenta informações sobre os prazos das concessões das demais instalações de geração em que possuíamos tal participação em 31 de dezembro de 2016:

Usina de Geração Companhia Data inicial da

concessão Vencimento Prorrogação

UHE Dona Francisca Dona Francisca Energética SA

‒ DFESA Julho de 1979 Agosto de 2033 Possível

UHE Santa Clara e Fundão Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - ELEJOR

Outubro de 2001 Maio de 2037 Possível

UTE Araucária UEG Araucária Ltda. Dezembro de 1999 Dezembro de 2029 Possível

UHE Arturo Andreoli Foz do Chopim Energética Abril de 2000 Abril de 2030 Possível

Carnaúbas(1) São Miguel do Gostoso I Abril de 2012 Abril de 2047 Impossível

Reduto(1) São Miguel do Gostoso I Abril de 2012 Abril de 2047 Impossível

Santo Cristo(1) São Miguel do Gostoso I Abril de 2012 Abril de 2047 Impossível

São João(1) São Miguel do Gostoso I Março de 2012 Março de 2047 Impossível

(1)

Parques eólicos

Concessões de Transmissão

De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 e sob os termos de nossas concessões de transmissão, temos o direito de solicitar à ANEEL prorrogações de 30 anos para nossas concessões, desde que a solicitação seja feita dentro de 60 meses da data vencimento de cada contrato. Nossa concessão principal de transmissão, que corresponde a 74,9% de nossas receitas de transmissão em 2016, foi renovada de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 e, portanto, irá expirar em dezembro de 2042.

Além disso, temos oito contratos de concessão para linhas de transmissão e subestação atualmente operacionais e que expiram em agosto de 2031, março de 2038, novembro de 2039, outubro de 2040, agosto de 2042, fevereiro de 2043, janeiro de 2044 e setembro de 2044, respectivamente, que correspondem juntos a 25,2% de nossas receitas de transmissão em 2016. De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, cada um esses contratos podem ser prorrogados por mais 30 anos.

Planejamos continuar solicitando prorrogações para todas as nossas concessões de transmissão.

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A tabela a seguir apresenta informações sobre os prazos e a prorrogação de nossas concessões de transmissão (nas quais detemos participação acionária direta):

Instalação de transmissão

Data inicial da concessão

Primeiro vencimento

Possibilidade de prorrogação

Data de vencimento esperada (ou final)

Concessão principal de transmissão Julho de 2001 Julho de 2015 Prorrogado Dezembro de 2042 Bateias – Jaguariaíva

Agosto de 2001 Agosto de 2031 Possível Agosto de 2061 Bateias – Pilarzinho

Março de 2008 Março de 2038 Possível Março de 2068 Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste Novembro de 2009 Novembro de 2039 Possível Novembro de 2069 Substação Cerquilho III Outubro de 2010 Outubro de 2040 Possível Outubro de 2070

Araraquara 2 – Taubaté (1) Outubro de 2010 Outubro de 2040 Possível Outubro de 2070

Foz do Chopim - Salto Osório Agosto de 2012 Agosto de 2042 Possível Agosto de 2072

Assis – Paraguaçu Paulista II Fevereiro de 2013 Fevereiro de 2043 Possível Fevereiro de 2073

Bateias – Curitiba Norte Janeiro de 2014 Janeiro de 2044 Possível Janeiro de 2074

Realeza Sul – Foz do Chopim Setembro de 2014 Setembro de 2044 Possível Setembro de 2074

Assis - Londrina(1) Setembro de 2014 Setembro de 2044 Possível Setembro de 2074

Curitiba Leste – Blumenau(1) Abril de 2016 Abril de 2046 Possível Abril de 2076

_________________________

(1)Instalação em construção.

Possuímos participações acionárias em outros 10 projetos de transmissão por meio de sociedades de propósito específico. A tabela a seguir apresenta informações relacionadas aos prazos das concessões das instalações de transmissão em que detemos as referidas participações acionárias parciais em 31 de dezembro de 2016.

Instalação de Transmissão Sociedade de

Propósito Específico Data inicial

da concessão Primeiro

vencimento

Possibilidade de

prorrogação

Data de vencimento esperada (ou final)

Cascavel Oeste – Umuarama Costa Oeste Transmissora de Energia S.A

Janeiro de 2012

Janeiro de 2042

Possível Janeiro de 2072

Nova Santa Rita - Camaquã 3

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A

Maio de 2012 Maio de 2042 Possível Maio de 2072

Umuarama - Guaira

Caiuá Transmissora de Energia S.A Maio de 2012 Maio de 2042 Possível Maio de 2072

Açailândia Miranda II

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A.


Curitiba - Curitiba Leste

Marumbi Transmissora de Energia S.A.


Paranaíta – Ribeirãozinho Matrinchã Transmissora de Energia S.A.


Ribeirãozinho – Marimbondo II Guaraciaba Transmissora de Energia S.A


Barreiras II – Pirapora II Paranaíba Transmissora de Energia S.A


Itatiba – Bateias(1) Mata de Santa Genebra Transmissora S.A


Estreito – Fernão Dias(1) Cantareira Transmissora de Energia S.A.

Setembro de 2014

Setembro de 2044

Possível Setembro de

2074 _________________________

(1)Instalação em construção.

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Concessões de Distribuição

Operamos originalmente nosso negócio de distribuição sob um contrato de concessão assinado em 24 de junho de 1999 (retroativo para 7 de julho de 1995), que venceu em 7 de julho de 2015. De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, temos o direito de renovar essa concessão por um período adicional de 30 anos, ao aceitar uma alteração no contrato de concessão. Apesar das mudanças introduzidas pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, concluímos que a renovação da nossa concessão de distribuição de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não afetaria materialmente os resultados das nossas operações. Do mesmo modo, após uma avaliação cuidadosa das condições impostas pelo governo federal brasileiro para a prorrogação da nossa concessão de distribuição, resolvemos solicitar a renovação desse contrato e nosso pedido de renovação foi aprovado pelo MME em 11 de novembro de 2015. Em 9 de dezembro de 2015, celebramos o quinto termo aditivo do Contrato de Concessão do Serviço de Distribuição de Eletricidade nº 46/1999 da Copel Distribuição S.A.

Este aditamento impõe condições de eficiência à Copel Distribuição aferidas por meio de duas métricas diferentes: qualidade do serviço e sustentabilidade econômico-financeira da empresa O não cumprimento de (a) quaisquer dessas métricas por dois anos consecutivos nos primeiros quatro anos dessa concessão renovada ou (b) quaisquer desses limites no quinto ano dessa concessão poderá resultar na rescisão de nossa concessão de distribuição. A partir de 1 de janeiro de 2021, a não conformidade com o indicador de qualidade por três anos consecutivos ou o indicador de sustentabilidade econômico-financeira por dois anos consecutivos também poderá resultar na rescisão da concessão de distribuição.

Além disso, o não atingimento das metas do indicador de qualidade por dois anos consecutivos ou três vezes em cinco anos poderá levar a restrições no pagamento de dividendos e juros sobre o capital próprio ao acionista controlador Copel Distribuição, ao passo que a não conformidade com os indicadores de sustentabilidade econômico-financeira poderá exigir aportes de capital dos acionistas controladores da Copel Distribuição.

A tabela a seguir apresenta os indicadores econômico-financeiros e de qualidade estabelecidos para os primeiros cinco anos após a celebração deste aditamento.

Indicadores Econômicos e Financeiros Indicadores de Qualidade(1)

Ano DECi(2) FECi

(2)

2016 N/A 13,61 9,24

2017 EBITDA(3) ≥ 0 12,54 8,74

2018 EBITDA (-) QRR(4) ≥ 0 11,23 8,74

2019 {Dívida Líquida(5)/[EBITDA (3) (-) QRR(4)]} ≤ 1/(0,8 *

SELIC6) 10,12 7,74

2020 {Dívida Líquida(5)/[EBITDA (3) (-) QRR(4)]} ≤ 1/(1,11 *

SELIC6) 9,83 7,24

__________________________________________

(1)Segundo a Nota Técnica da ANEEL nº 0335/2015. (2) DECi – Duração de interrupções por consumidor por ano (em horas); e FECi – Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções). (3) Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, calculado de acordo com os regulamentos da ANEEL. (4) QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Esse é o valor definido na Revisão Tarifária Periódica (RTP) mais recente, mais o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) entre o mês anterior à Revisão Tarifária Periódica e o mês anterior ao período de doze meses da medição de sustentabilidade econômica-financeira. (5) Calculado de acordo com os regulamentos da ANEEL. (6) Taxa básica Selic: limitada a 12,87% ao ano. (7) Tivemos um desempenho positivo em relação aos indicadores de qualidade para 2016 tanto no que se refere ao DECi (totalizando 10,82 em 2016) como ao FECi (totalizando 7,23 em 2016).

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CONCORRÊNCIA

Recebemos concessões para distribuir eletricidade em substancialmente todo o Estado do Paraná e não enfrentamos concorrência das cinco empresas de eletricidade que detêm concessões para o restante do Estado. Como resultado de legislação aprovada em 2004, porém, outros fornecedores podem fornecer eletricidade a nossos Consumidores Livres existentes a preços menores do que os que atualmente cobramos. Entretanto, quando um Consumidor Cativo se torna um Consumidor Livre ele ainda deve pagar pelo uso de nossa rede de distribuição. A redução na receita líquida de nosso negócio de distribuição é, portanto, compensada por redução nos custos da energia que teríamos de adquirir para vender a esses consumidores.

Além disso, sob certas circunstâncias, os Consumidores Livres podem ter o direito de se conectar diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão em vez de nossa rede de distribuição. Ao contrário da escolha de um consumidor livre por outro fornecedor de energia, caso em que ele ainda precisa usar nossa rede de distribuição e, consequentemente, nos pagar a tarifa cabível, nossa unidade de distribuição deixa de receber tarifas de consumidores que se conectam diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão. A migração de consumidores da rede de distribuição para a rede de transmissão resulta, portanto, em perda de receita para nosso negócio de distribuição.

As empresas de transmissão e distribuição são obrigadas a permitir o uso de suas linhas e instalações auxiliares para a distribuição e transmissão de eletricidade por terceiros mediante pagamento de uma tarifa.

Os Consumidores Livres se limitam a:

● consumidores existentes (aqueles ligados à rede de distribuição antes de julho de 1995) com demanda de pelo menos 3 MW suprida em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV;

● novos consumidores (aqueles ligados à rede de distribuição depois de julho de 1995) com demanda de pelo menos 3 MW em qualquer tensão; e

● consumidores com demanda de pelo menos 500 kW que optem por fornecimento de energia proveniente de fontes alternativas, tais como projetos de energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas ou projetos de biomassa, usinas solares e outros.

Em 31 dezembro de 2016, possuíamos 40 Consumidores Livres, que representam aproximadamente 29,2% de nossa receita operacional consolidada e aproximadamente 25,5% do total de eletricidade que vendemos. Em 31 de março de 2017, fechamos mais 94 acordos com Clientes Livres. Os nossos contratos com Clientes Livres normalmente são por períodos de mais de dois e menos de cinco anos.

Aproximadamente 11,8% dos megawatts totais vendidos sob contratos a esses consumidores vencem em 2017. Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2016, tínhamos 30 consumidores potencialmente livres. Esses consumidores representaram aproximadamente 2,2% do volume total de eletricidade vendido em 2016 e aproximadamente 2,8% de nossa receita operacional de venda de energia neste ano.

No negócio de geração, qualquer produtor pode obter concessão para construir ou administrar instalações termelétricas ou pequenas centrais hidrelétricas no Estado do Paraná. A legislação brasileira prevê licitação de concessões de geração para usinas hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW.

No negócio de transmissão, a legislação brasileira estabelece licitações para concessões de transmissão referentes a instalações em tensão de 230 kV ou superior que farão parte do Sistema Interligado de Transmissão.

A legislação brasileira exige que todas as nossas concessões de geração, transmissão e distribuição se sujeitem a licitações ao seu término. Podemos enfrentar concorrência significativa de terceiros nas licitações para

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renovar tais concessões ou para concessões novas. A perda de algumas concessões poderia afetar adversamente os resultados das nossas operações.

MEIO AMBIENTE

Nossas atividades de construção e operação associadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, à distribuição de gás natural e ao nosso negócio de telecomunicações estão sujeitas a normas ambientais federais, estaduais e municipais.

Todas as nossas atividades seguem nossa Política de Sustentabilidade, que integra planejamento corporativo e gestão da sustentabilidade para otimizar nosso desempenho financeiro, social e ambiental. Em 2016, nós implementamos a “Política de Mudanças Climáticas”, que estabelece diretrizes para a mitigação de gases causadores do efeito estufa e a estrutura para adaptarmos nosso negócio a essa nova política, avaliando riscos e oportunidades relacionados às mudanças climáticas. Além disso, nós também estamos avaliando o impacto da precificação do carbono em nossos negócios.

Solicitamos e renovamos nossas licenças ambientais de acordo com o regulamento ambiental emitido pelas autoridades federais, estaduais e municipais. Estamos cumprindo todos os regulamentos ambientais relevantes, e nossos projetos mais recentes (após 1986) de geração, transmissão e distribuição estão de acordo com as normas federais, estaduais e municipais.

Em 2016, implementamos os planos socioambientais necessários para o desenvolvimento e a operação de nossos ativos locais relacionados à geração, transmissão e distribuição.

Para reforçar nosso compromisso com a sustentabilidade ambiental, social e econômica, somos signatários do Pacto Global das Nações Unidas e buscamos ativamente implantar os princípios do Pacto Global em nossas atividades cotidianas e em nossa cultura corporativa.

ATIVO IMOBILIZADO

Nossos principais bens consistem de instalações de geração e telecomunicações descritas em “Negócios - Geração e Compradores de Energia”. Do valor contábil líquido do nosso imobilizado em 31 de dezembro de 2016 (incluindo obras em curso), as instalações de geração representavam 67,5%, os parques eólicos representaram 17,0%, as de telecomunicações 7,5%, a Elejor 4,6% e a Usina Termelétrica de Araucária representou 3,4%. Acreditamos que nossas instalações são de modo geral adequadas para nossas necessidades atuais e apropriadas para as finalidades pretendidas.

O PROCESSO DE DESAPROPRIAÇÃO

Embora nos sejam outorgadas concessões do Governo Federal para construir instalações hidrelétricas, não recebemos títulos sobre as terras em que as instalações serão localizadas. Para podermos construir essas instalações, é necessário desapropriar terras. As terras necessárias à implementação de uma usina hidrelétrica somente podem ser desapropriadas em conformidade com legislação específica. Geralmente negociamos com as comunidades e com os proprietários individuais que ocupam as terras, de modo a reassentar tais comunidades em outras áreas e indenizar os proprietários individuais. Nossa política de reassentamento e indenização geralmente tem resultado em solução por acordo das contendas relativas a desapropriações. Em 31 de dezembro de 2016, estimamos nosso passivo em relação à resolução dessas disputas em aproximadamente R$ 63,6 milhões. Esse montante é adicional aos valores para desapropriação incluídos nos orçamentos de cada uma de nossas instalações hidrelétricas.

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O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Geral

Em dezembro de 2015, o MME aprovou um plano decenal de expansão que projeta um aumento da capacidade instalada do Brasil para 206,4 GW em 2024, prevendo-se que, desse total, 56,7% serão de origem hidrelétrica, 14,3% de origem termelétrica, 1,6% serão de origem nuclear e 27,4% serão de fontes alternativas de energia tais como energia eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.

Aproximadamente 34% da capacidade de geração instalada do Brasil é de propriedade da Eletrobras (incluindo sua subsidiária integral Eletronuclear e sua participação de 50% em Itaipu). Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobras também é responsável por 47% da capacidade instalada de transmissão igual ou superior a 230 kV no Brasil. Além disso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, tais como a Companhia Energética de São Paulo – CESP, a Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG e a Copel, entre outras.

Principais Autoridades Reguladoras

Ministério de Minas e Energia – MME

O MME é o principal agente regulador do setor elétrico e atua como órgão do governo federal detentor de competências para elaboração de políticas, regulamentação e supervisão.

Conselho Nacional da Política Energética - CNPE

O Conselho Nacional da Política Energética (“CNPE”), um conselho criado em agosto de 1997, presta serviços de consultoria ao Presidente da República do Brasil em relação ao desenvolvimento e à criação de uma política energética nacional. O CNPE é presidido pelo MME e é composto por seis ministros do Governo Federal e três membros escolhidos pelo Presidente do Brasil. O CNPE foi criado a fim de otimizar a utilização dos recursos energéticos no Brasil e garantir o suprimento nacional de energia elétrica.

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma agência reguladora federal independente. A responsabilidade principal da ANEEL é regular e supervisionar o setor elétrico de acordo com as políticas ditadas pelo MME e atuar em matérias que lhe forem delegadas pelo governo brasileiro e pelo MME. As responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i) conceder e fiscalizar as concessões de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, incluindo a aprovação das tarifas elétricas, (ii) baixar normas para o setor elétrico, (iii) implementar e regular o uso de fontes de eletricidade, incluindo o uso da energia hidrelétrica, (iv) promover, monitorar e administrar licitações para novas concessões; (v) resolver conflitos administrativos entre entidades do setor elétrico e compradores de eletricidade; e (vi) definir os critérios e a metodologia para a fixação das tarifas de transmissão e distribuição.

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) é uma entidade privada sem fins lucrativos composta de concessionárias de energia elétrica atuantes na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, além de outros participantes privados, como importadores, exportadores e Consumidores Livres. O papel primordial do ONS é coordenar e regular as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado de Transmissão, sujeito a supervisão e regulamentação da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem, entre outros, o planejamento operacional para o setor da geração, a organização do uso do Sistema Interligado de Transmissão nacional e das interligações internacionais, a garantia de acesso para todos os participantes do setor à rede de transmissão de modo não discriminatório, a contribuição para a expansão do sistema elétrico, a apresentação de

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propostas ao MME sobre ampliação do Sistema Interligado de Transmissão e a formulação das normas de operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

A CCEE é uma entidade privada sem fins lucrativos sujeita a autorização, fiscalização e regulamentação por parte da ANEEL. A CCEE é responsável, entre outras atribuições, por (i) registrar todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (os “CCEAR”) e no Mercado Livre, e (ii) contabilizar e liquidar transações de curto prazo. A CCEE é composta de detentores de concessões, permissões e autorizações no setor elétrico e Consumidores Livres, e seu conselho de administração é composto de quatro membros indicados por esses agentes e de um membro indicado pelo MME, que será o presidente do conselho de administração.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE

O CMSE foi criado pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico para monitorar as condições de serviço e recomendar medidas preventivas para garantir a adequação do fornecimento de energia, incluindo ações sobre a demanda e a contratação de reservas de energia.

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

Em agosto de 2004, o governo brasileiro criou a Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”), uma empresa pública federal responsável pela condução de pesquisa e estudos estratégicos no setor da energia, incluindo as indústrias de energia elétrica, petróleo, gás natural, carvão e fontes de energia renováveis. Os estudos e pesquisas realizados pela EPE subsidiam a formulação da política energética do MME.

Eletrobras

A Eletrobras atua como controladora das seguintes empresas pertencentes ao Governo Federal: Companhia Hidrelétrica do São Francisco - CHESF, Furnas, Eletrosul, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A - Eletronorte, Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica - CGTEE e Eletrobras Termonuclear S.A. – Eletronuclear, Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Roraima, Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Acre, Cepel e Itaipu Binacional. A Eletrobras administra fundos financiados por certos encargos regulamentares, assim como a comercialização da energia de Itaipu e de fontes alternativas de energia, sob o Proinfa.

Histórico da Legislação do Setor

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

Abaixo segue resumo dos principais desdobramentos no quadro regulamentar e jurídico do setor elétrico brasileiro:

● Em 1995, (i) a constituição federal foi alterada para permitir o investimento estrangeiro em geração de energia; (ii) a Lei de Concessões foi promulgada, exigindo que todas as concessões de serviços relacionados a energia sejam outorgadas mediante licitação, prevendo a criação de produtores independentes e Consumidores Livres e garantindo aos fornecedores de energia e aos Consumidores Livres acesso livre a todos os sistemas de distribuição e transmissão; e (iii) uma parte das

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participações controladoras detidas pela Eletrobras e por vários estados brasileiros em empresas de geração e distribuição foi vendida a investidores privados.

● Em 1998, a Lei do Setor Elétrico foi promulgada, prevendo, entre outras medidas, a criação do ONS e a indicação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”), um banco de desenvolvimento controlado 100% pelo Governo Brasileiro, como agente financiador do setor elétrico, especialmente para apoiar novos projetos de geração.

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

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

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

● Em 2015, o governo brasileiro promulgou a Medida Provisória nº 688, datada de 18 de agosto de 2015, convertida na Lei Federal nº 13.203, datada de 8 de dezembro de 2015, para revisar a alocação dos riscos hidrológicos arcados pelas usinas hidrelétricas que compartilham esses riscos de acordo com o Mecanismo de Realocação de Energia. Consulte a seção “Mecanismo de Realocação de Energia”. Em 2014 e 2015, considerando as más condições hidrológicas, os participantes do MRE geraram menos eletricidade que suas energias asseguradas, o que foi confirmado por uma redução significativa do Fator de Ajuste de Garantia Física (“GSF”), medida da proporção entre a eletricidade gerada pelos participantes do MRE e suas respectivas energias asseguradas. Essas deficiências de geração resultaram em perdas para os participantes do MRE, considerando suas exposições a riscos hidrológicos. Consequentemente, a Lei Federal nº 13.203 estabeleceu um mecanismo opcional que permite que cada usina de geração transfira esses riscos para os Consumidores Finais por meio do pagamento de um prêmio de risco para o governo federal brasileiro, bem como algumas prorrogações temporárias de concessões de geração para compensar as perdas de 2015. Decidimos aderir ao mecanismo com relação a todos os Contratos de Energia elegíveis da Copel GeT e da Elejor nos termos desse novo mecanismo de alocação de riscos, o que representou aproximadamente 16% da energia assegurada total da Copel GeT.

● Em 2016, o governo brasileiro promulgou a Medida Provisória nº 735, datada de 22 de junho de 2016, convertida na Lei Federal nº 13.360, com data de 17 de novembro de 2016, que alterou várias leis

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federais, especialmente para: (i) rever determinadas regras relativas a encargos regulatórios (CDE, CCC e RGE) e nomear a CCEE como nova administradora de tais encargos; (ii) facilitar a privatização de empresas de geração, transmissão e distribuição de energia; (iii) alterar determinados requisitos dos regimes de concessão e autorização de geração; (iv) alterar as regras relacionadas ao MRE; (v) permitir que as empresas de distribuição vendam excedentes de energia no mercado livre; (vi) prorrogar os prazos para o início da oferta em leilões de energia no mercado regulamentado; e (vii) transferir do MME para a ANEEL a competência para decidir sobre os pedidos feitos pelas empresas de geração e transmissão para prolongar os cronogramas de construção das suas instalações.

Concessões

As companhias ou consórcios que desejam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de eletricidade no Brasil devem participar de licitações ou requerer ao MME ou à ANEEL uma concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões dão direito a gerar, transmitir ou distribuir eletricidade dentro de área de concessão específica por período determinado. Esse período é de 35 anos para concessões de geração outorgadas após 2003 e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, as concessionárias de geração e distribuição podem renovar seus contratos de concessão vigentes a partir de 1995 e as concessionárias de transmissão podem renovar seus contratos de concessão vigentes antes e a partir de 1995 por um período adicional de 30 anos, contanto que as concessionárias concordem em alterar os contratos de concessão para refletir os novos termos e condições estabelecidos pela lei. A Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não afeta as concessões de geração outorgadas após 2003, pois não são renováveis.

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

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

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

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

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

Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente pode intervir na concessão, por meio da ANEEL, para garantir a prestação adequada dos serviços, assim como o pleno cumprimento das disposições contratuais e regulamentares aplicáveis. Uma vez que a ANEEL determine a intervenção, limitada a um ano, mas prorrogável por mais dois anos, o poder concedente deverá nomear um terceiro para administrar a concessão. Dentro de 30 dias da determinação da intervenção, o representante do poder concedente deve dar início a processo administrativo em que a concessionária terá o direito de contestar a intervenção. O processo administrativo deve ser concluído em um ano. Os acionistas da concessionária sob intervenção devem encaminhar à ANEEL, no prazo de 60 dias a partir da determinação da intervenção, um plano de recuperação e correção. Se a ANEEL aprovar esse plano, a intervenção é encerrada. Se a ANEEL não aprovar o plano, o poder concedente poderá: (i) declarar o cancelamento da concessão; (ii) determinar a cisão, incorporação, fusão ou transformação da concessionária, incorporação de uma controlada ou

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cessão de cotas/ações a terceiros; (iii) determinar a mudança de controle da concessionária; (iv) determinar o aumento de capital da concessionária; ou (v) determinar a incorporação de uma sociedade de propósito específico.

Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão pode ser ocorrer por meio de encampação e/ou caducidade. A encampação é a extinção prematura de uma concessão por motivo de interesse público. As encampações devem ser aprovadas especificamente por lei ou decreto. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois que a ANEEL ou o MME tiverem determinado, em instância administrativa final, que a concessionária, entre outras hipóteses, (i) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir as leis e os regulamentos aplicáveis, (ii) perdeu a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar serviços adequados, ou (iii) não cumpriu as penalidades impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar judicialmente qualquer encampação ou declaração de caducidade.

Um contrato de concessão também pode ser extinto (i) por acordo mútuo entre as partes, (ii) por falência ou dissolução da concessionária, ou (iii) por decisão judicial final transitada em julgado em ação impetrada pela concessionária.

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

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

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

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 2004, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu mudanças relevantes na regulamentação do setor elétrico, com vistas a (i) fornecer incentivos para que entidades públicas e privadas construam e mantenham empreendimentos de geração e (ii) garantir o fornecimento de energia no Brasil a baixas tarifas por meio de processo de licitação pública de eletricidade. Os principais pontos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

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

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

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

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

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobras e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que foi criado pelo governo brasileiro em 1990 para promover a privatização de companhias estatais. Em 2016, porém, o governo federal incluiu seis empresas de distribuição controladas pela Eletrobras no Programa de Parcerias de Investimentos – “PPI” a serem privatizadas em 2017.

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

Ambiente Paralelo de Comercialização de Energia Elétrica

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

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

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

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

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

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O Mercado Regulado

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

As compras de eletricidade são normalmente realizadas mediante três tipos de contratos bilaterais: (i) Contratos de Quantidade de Energia; (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia; e (iii) alocação de cotas de energia, conforme definido pela ANEEL. Num Contrato de Quantidade de Energia, o gerador compromete-se a suprir determinado montante de eletricidade e assume o risco de o suprimento de eletricidade ser afetado adversamente por condições hidrológicas e níveis baixos de reservatórios, entre outras condições que possam interromper o suprimento de energia, caso em que o gerador deverá adquirir essa energia de outras fontes para cumprir suas obrigações de suprimento. Num Contrato de Disponibilidade de Energia, o gerador compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida, e os distribuidores correm o risco de escassez no suprimento. Em relação ao terceiro método (introduzido pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013), as usinas que tiveram sua concessão renovada de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 perderam o direito de vender energia e, a partir de agora, receberão remuneração no sistema de cotas de energia apenas como resultado da operação e manutenção dessas unidades. Como resultado, a energia gerada por essas concessionárias de geração é repassada para distribuidores por um custo menor por meio de cotas correspondentes ao tamanho do mercado atendido.

Com relação às usinas de geração com concessões vencidas, sujeitas, então, a um novo processo de licitação, o vencedor desse processo de licitação foi obrigado, de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2016, a alocar 100% da energia gerada por essa usina em cotas para o mercado regulado, conforme estabelecido pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, passando para 70% após 1 de janeiro 2017, com os 30% restantes disponíveis para venda no mercado pela concessionária de geração.

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

No caso de sobrecontratação, quando o volume contratado fica entre 100% e 105% da demanda efetiva, os distribuidores não são penalizados e os custos adicionais são compensados por meio de aumentos nas tarifas aos consumidores. Quando o volume contratado é superior a 105% da demanda efetiva, os distribuidores devem vender energia no mercado à vista. Se o preço contratual for mais baixo que o preço atual no mercado à vista, os distribuidores vendem seu excedente de energia com lucro. Por outro lado, se o preço contratual for mais alto que o preço no mercado à vista, os distribuidores vendem sua energia em excesso com prejuízo. A Resolução Normativa nº 711 da ANEEL, de 19 de abril de 2016, permitiu às empresas de distribuição renegociar seus contratos de compra de energia no mercado regulado para reduzir os valores contratados. Recentemente, a Lei Federal nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, também permitiu a venda de excedente de energia pelas empresas de distribuição no mercado livre, mas a efetivação dessa norma ainda está sujeita à regulamentação complementar pela ANEEL.

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

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O Mercado Livre

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

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

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

Como mencionado anteriormente, a Lei Federal nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, também permitiu a venda de excedente de energia pelas empresas de distribuição no mercado livre, mas a efetivação dessa norma ainda está sujeita à regulamentação complementar pela ANEEL.

Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e outras regras promulgadas

Um decreto de julho de 2004 regulamentou a compra e venda de eletricidade no mercado regulado e no mercado livre, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de eletricidade. Esse decreto inclui, entre outros itens, regras relativas a procedimentos de leilão, à forma dos contratos de compra de energia e ao mecanismo de repasse de custos aos Consumidores Finais.

Esses regulamentos estabelecem diretrizes sob as quais os agentes que adquirem eletricidade devem contratar sua demanda de eletricidade. Os agentes que comercializam eletricidade devem comprovar que a energia a ser vendida provém de instalações de geração existentes ou planejadas. Os agentes que não cumprirem essas exigências estão sujeitos a penalidades impostas pela ANEEL.

Esses regulamentos também exigem que as companhias de distribuição contratem 100% de suas necessidades de energia primordialmente por meio de leilões públicos. Além desses leilões, as companhias de distribuição podem adquirir montantes limitados (até 10% de sua demanda) de: (i) companhias de geração conectadas diretamente à companhia de distribuição (exceto usinas hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW e certas usinas termelétricas); (ii) empreendimentos de geração de eletricidade participantes da fase inicial do Proinfa; (iii) Itaipu; e (iv) cotas desses contratos de concessão de geração prorrogados ou sujeitos a nova licitação, de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013.

O MME estabelece o montante total de energia a ser contratado no mercado regulado, o número e tipo de empreendimentos de geração que serão leiloados a cada ano.

Todas as companhias de geração, distribuição e comercialização de eletricidade, todos os produtores independentes de energia e os Consumidores Livres são obrigados a notificar a MME, até 1º de agosto de cada ano, quanto a sua demanda ou geração estimada de eletricidade, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. Antes de cada leilão de eletricidade, as companhias de distribuição são também obrigadas a notificar a

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MME quanto aos volumes de eletricidade que pretendem contratar no leilão. Além disso, as companhias de distribuição são obrigadas a especificar a parcela do volume contratado que pretendem usar para suprir Consumidores Livres potenciais.

Leilões no Mercado Regulado

Os leilões de eletricidade para projetos novos de geração são realizados do terceiro ao sétimo ano antes da data de fornecimento inicial da eletricidade (Leilões “A-3 a A-7”). Os leilões de energia elétrica para os geradores de energia já existentes são realizados (i) do primeiro ao quinto ano antes da data de fornecimento inicial (“Leilões A-1 a A-5 “); e (ii) até quatro meses antes da data de fornecimento (chamados de “Ajustes de Mercado”).

Geradores de energia novos e existentes podem participar dos Leilões de Energia de Reserva desde que aumentem a capacidade do sistema elétrico ou que não tenham começado a operar comercialmente até janeiro de 2008. Convites para participação nos leilões são preparados pela ANEEL conforme as diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de que o menor lance será vencedor do leilão. Cada companhia de geração que participa do leilão firma contrato de compra e venda de eletricidade com cada companhia de distribuição, na proporção da demanda estimada de eletricidade de cada companhia de distribuição, exceto nos leilões de ajuste de mercado e de Energia de Reserva.

Os contratos para novos projetos de geração têm prazo de 15 a 35 anos, e os contratos para projetos existentes de geração têm prazo de 1 a 15 anos. Contratos resultantes de Leilões de Ajuste de mercado têm prazo limitado a dois anos. Os contratos de energia de reserva estão limitados a 35 anos.

A quantidade de energia contratada de instalações existentes de geração pode ser reduzida por três razões: (i) compensação pela saída de Consumidores Cativos que se tornam Consumidores Livres; (ii) compensação de desvios em relação às projeções estimadas de mercado (até 4% ao ano do volume contratado anual, com início dois anos depois da estimativa da demanda inicial de eletricidade); e (iii) ajustes no volume de eletricidade estabelecido em contratos bilaterais celebrados antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

Entretanto, no que diz respeito ao item (i) acima, a redução nas receitas líquidas registrada quando um Consumidor Cativo se torna um Consumidor Livre é compensada pelo valor adicional que os Consumidores Livres devem pagar pelo uso de nosso sistema de distribuição. Entretanto, os Consumidores Livres podem se desconectar de nossa rede de distribuição (deixando, portanto, de pagar nossa tarifa de distribuição) se optarem por se conectar diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão ou se gerarem energia para consumo próprio e a transportarem sem usar nossa rede de distribuição. Como os Consumidores Livres que se conectam diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão deixam de nos pagar a tarifa de distribuição, podemos não ser capazes de recuperar totalmente essa perda de receita.

Desde 2004, a CCEE realizou 23 leilões de energia de novos projetos de geração, dezesseis leilões de energia de instalações de geração existentes, nove leilões de reservas de energia para aumentar a segurança do fornecimento, três leilões de fontes alternativas de energia e 18 leilões de ajuste de mercado. No máximo até 1º de agosto de cada ano, os geradores e distribuidores apresentam sua geração ou demanda de eletricidade estimada para os cinco anos subsequentes. Com base nessas informações, o MME estabelece o volume total de eletricidade a ser negociado no leilão e determina as companhias de geração que dele participarão. O leilão é realizado eletronicamente em duas fases.

Ao fim do leilão (exceto no caso de leilão de energia de reserva), geradores e distribuidores firmam o CCEAR, determinando o preço e o volume da energia negociada no leilão. O preço é corrigido anualmente com base nas variações de preços publicadas pelo IPCA. Os distribuidores fornecem garantias financeiras aos geradores (principalmente contas a receber pelo serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento previstas nos CCEARs.

Também ao fim do Leilão de Energia de Reserva, as concessionárias de geração e a CCEE firmam o

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Contrato de Energia de Reserva, determinando o preço e o volume da energia negociada no leilão. Os distribuidores, Consumidores Livres e autoprodutores firmam então o Contrato de uso da Energia de Reserva (o “CONUER”) com a CCEE, para estabelecer os termos de uso da energia de reserva. Os consumidores de energia de reserva fornecem garantias financeiras à CCEE para garantir suas obrigações de pagamento sob o CONUER.

A Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 estabeleceu que as concessões de geração celebradas antes de 2003, e que não foram renovadas, estariam sujeitas a um novo processo de licitação e que a energia gerada por essas unidades será alocada pelo governo federal brasileiro em cotas para o mercado regulado para aquisição por concessionárias de distribuição. Em 25 de novembro de 2015, a ANEEL realizou um processo de licitação para novas concessões de 30 anos referentes a 29 usinas hidrelétricas de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013. Até 31 de dezembro de 2016, 100% da eletricidade gerada por essas 29 usinas hidrelétricas deve ser destinada ao mercado regulado e, a partir de 1 de janeiro de 2017, o percentual foi reduzido para 70%.

Valor Anual de Referência

A regulamentação brasileira estabelece um mecanismo (“Valor Anual de Referência”) que limita os custos que podem ser repassados aos Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de eletricidade nos leilões A-5 e A-3 (exceto leilões de energia alternativa), calculados para todas as companhias de distribuição.

A regulamentação estabelece as seguintes limitações permanentes à capacidade de repasse de custos aos consumidores pelas companhias de distribuição: (i) nenhum repasse de custos de aquisição de energia que exceda 105% da demanda efetiva; (ii) repasse limitado de custos de aquisição de eletricidade em Leilão A-3, se o volume da energia adquirida exceder 2% do volume de eletricidade contratado em Leilões A-5.

O MME estabelece o preço máximo de aquisição para energia gerada por usinas existentes. Se os distribuidores não cumprirem a obrigação de contratar toda sua demanda, o repasse de custos da energia adquirida no mercado de curto prazo é o menor entre o preço spot e o Valor Anual de Referência.

Convenção de Comercialização de Energia Elétrica

A Convenção de Comercialização de Energia Elétrica regula a organização e o funcionamento da CCEE e define, entre outras disposições, (i) os direitos e as obrigações dos agentes da CCEE, (ii) as penalidades a serem impostas a agentes inadimplentes, (iii) os meios de solução de controvérsias, (iv) normas de comercialização nos mercados regulado e livre e (v) o processo de contabilidade e liquidação de transações de curto prazo.

Atividades Restritas das Distribuidoras

Não é permitido às concessionárias de distribuição no Sistema Interligado de Transmissão (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e à transmissão de energia elétrica; (ii) manter, direta ou indiretamente, quaisquer participações em qualquer outra companhia, sociedade anônima, ou acordo estratégico; ou (iii) desenvolver atividades não relacionadas a suas concessões, exceto as permitidas por lei ou pelo contrato de concessão pertinente. As concessionárias de geração não podem manter participações acima de 10% em nenhuma concessionária de distribuição. De acordo com a Lei nº 13.360/2016, os distribuidores podem vender energia a Consumidores Livres. No entanto, essa autorização legal ainda depende de regulamentação complementar pela ANEEL.

Eliminação do “Self-Dealing”

Como a compra de eletricidade para Consumidores Cativos se dará por meio de leilões no mercado regulado, o chamado “self-dealing” (pelo qual as concessionárias de distribuição podem adquirir até 30,0% de sua demanda de energia elétrica por meio de produção própria ou de companhias afiliadas) não é mais permitido.

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Impugnação da Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O governo brasileiro pleiteou a extinção das ações, alegando que os argumentos constitucionais eram questionáveis uma vez que diziam respeito a uma medida provisória já convertida em lei. Até o momento, o STF ainda não chegou a uma deliberação final, e não sabemos quando isso pode acontecer. Enquanto o Tribunal analisa a lei, suas disposições permanecem em vigor. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal Federal, espera-se que permaneçam em pleno vigor certas partes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico referentes a restrições sobre atividades dos distribuidores não relacionadas à distribuição de energia, incluindo a venda de energia pelos distribuidores aos Consumidores Livres e a eliminação do self-dealing.

Desafios da Constitucionalidade da Lei sobre a Prorrogação de Concessões - 2013

A Lei sobre a Prorrogação de Concessões de 2013 atualmente está sendo questionada com relação à sua constitucionalidade perante o supremo tribunal pela CNTI (Confederação Nacional dos Trabalhadores na Indústria). Não é possível prever se a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 continuará válida no futuro. Enquanto o supremo tribunal estiver revendo a lei, seus dispositivos permanecem em pleno efeito e vigor.

Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão

A ANEEL regula o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece tarifas pelo uso desses sistemas. As tarifas são (i) encargos pelo uso das redes locais de propriedade das concessionárias de distribuição (“TUSD”), e (ii) tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que compreende o Sistema Interligado de Transmissão e suas instalações auxiliares (“TUST”).

TUSD

Os usuários das redes de distribuição pagam às concessionárias de distribuição uma tarifa conhecida como TUSD (Tarifa pelo Uso do Sistema de Distribuição). A TUSD é dividida em duas partes: uma relativa à potência contratada em R$/kW e outra relativa aos encargos regulatórios em R$/kWh. O montante a ser pago pelos usuários da rede de distribuição é calculado multiplicando-se a potência máxima contratada com a concessionária de distribuição para cada ponto de conexão pela tarifa em R$ /kW, mais o produto do consumo de energia pela tarifa em R$/kWh, mensalmente.

Em relação aos Consumidores Cativos, a TUSD é a parte da tarifa de fornecimento que é calculada com base na tensão usada por cada consumidor.

TUST

A TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) é paga pelas concessionárias de distribuição e de geração e pelos Consumidores Livres às concessionárias de transmissão pelo uso do Sistema Interligado de Transmissão (o sistema elétrico de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV). Essa tarifa é revista anualmente de acordo com (i) a localização do usuário do Sistema Interligado de Transmissão e (ii) as receitas anuais que as concessionárias de transmissão são autorizadas a receber pelo uso de seus ativos no Sistema Interligado de Transmissão. O ONS, entidade que representa todas as concessionárias de transmissão que têm ativos no Sistema Interligado de Transmissão, coordena o pagamento das tarifas de transmissão a essas concessionárias. Os usuários do Sistema Interligado de Transmissão assinaram contratos com o ONS que lhes permitem usar a rede de transmissão mediante o pagamento da TUST.

Tarifas de Distribuição

As tarifas de distribuição a Consumidores Finais (incluindo a TUSD) estão sujeitas a revisão pela ANEEL, que possui autoridade para reajustar e rever tarifas em resposta a mudanças nos custos de aquisição de energia e nas

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condições de mercado. Ao reajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos das concessionárias de distribuição entre (i) custos que estão fora do controle das concessionárias (“custos da Parcela A”) e (ii) custos que estão sob o controle das concessionárias (“custos da Parcela B”). A fórmula de reajuste tarifário da ANEEL trata essas duas categorias de maneira diferente.

Os custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes:

● os custos da eletricidade adquirida pela concessionária para suprir Consumidores Cativos, de acordo com o modelo regulatório vigente;

● encargos de conexão e uso das redes de transmissão e distribuição; e

● encargos regulamentares setoriais.

Os custos da Parcela B incluem, entre outros, os seguintes:

● um componente projetado para compensar o distribuidor pelo investimento nos ativos da concessão;

● custos de depreciação; e

● um componente projetado para compensar o distribuidor por seus custos operacionais e de manutenção.

O contrato de concessão de cada companhia de distribuição também prevê um reajuste anual de tarifas. Geralmente, os custos da Parcela A são repassados integralmente aos consumidores. Os custos da Parcela B, entretanto, são apenas corrigidos pela inflação com base no índice IPCA, menos o fator X.

As concessionárias de distribuição de eletricidade também fazem jus a uma revisão periódica a cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam (i) assegurar receitas necessárias para cobrir custos operacionais eficientes da Parcela B e compensação adequada para investimentos considerados essenciais para os serviços no âmbito da concessão de cada concessionária e (ii) determinar o Fator X. O quinto termo aditivo ao nosso contrato de concessão, que estabelece a renovação de nosso contrato de concessão, determina uma revisão tarifária periódica a cada cinco anos.

O fator X de cada concessionária de distribuição é calculado com base nos componentes a seguir:

● P, baseado na produtividade da concessionária, que é medida em termos de aumento nos ativos (quilômetros de rede de energia), volume total de energia vendido e no número de Consumidores Finais para os quais a energia é vendida;

● T, baseado na trajetória dos custos operacionais da concessionária, medido como a diferença entre os custos padrão estabelecidos pela ANEEL e os custos operacionais efetivos da concessionária; e

● Q, baseado em indicadores de meta de qualidade que medem a interrupção no fornecimento de energia para Consumidores Finais e outros indicadores de qualidade.

Além disso, as concessionárias de distribuição fazem jus a uma revisão extraordinária de suas tarifas, conforme o caso, para assegurar o seu equilíbrio financeiro e compensar custos imprevisíveis, incluindo tributos, que alterem significativamente sua estrutura de custos. Revisões extraordinárias foram concedidas (i) em junho de 1999, para compensar os custos maiores da eletricidade adquirida de Itaipu em razão da desvalorização do real frente ao dólar; (ii) em 2000, para compensar o aumento da COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) de 2% para 3%; (iii) em dezembro de 2001, para compensar as perdas causadas pelo Programa de Racionamento; (iv) em janeiro de 2013, devido à promulgação da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013;

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e (v) em março de 2015, para compensar os custos relacionados às cotas da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e aumento de custos com a compra de energia.

Desde outubro de 2004, na data de seu reajuste anual ou revisão periódica subsequente, o que ocorrer antes, as companhias de distribuição têm sido obrigadas a celebrar contratos separados para conexão e uso da rede de distribuição e para a venda de eletricidade a seus consumidores potencialmente livres.

Bandeiras Tarifárias

Em vigor desde 01 de janeiro de 2015, um novo sistema foi introduzido pela ANEEL de modo a permitir que as concessionárias de distribuição repassem ao consumidor final determinados aumentos de custo variável atribuíveis às alterações nas condições hidrológicas no Brasil, antes das revisões periódicas formais das tarifas realizadas pela ANEEL.

Segundo este modelo, uma bandeira verde, amarela ou vermelha, conforme seja determinado pela ANEEL, é incluída nas contas enviadas aos Consumidores Finais, refletindo as condições hidrológicas nacionais (exceto estado de Roraima). Caso a bandeira verde seja adicionada à conta do consumidor final devido às condições hidrológicas satisfatórias, nenhuma cobrança adicional ocorrerá. Por outro lado, caso as contas de energia contenham a bandeira amarela ou vermelha, isso indicará que as concessionárias de distribuição estão enfrentando maiores custos variáveis decorrentes da aquisição de eletricidade e tiveram que repassá-los ao consumidor final.

Incentivos

Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termoeletricidade (“PPT”) para diversificar a matriz energética brasileira e reduzir sua grande dependência em relação a usinas hidrelétricas. Os incentivos concedidos às usinas termelétricas incluídas no PPT foram: (i) garantia de fornecimento de gás por 20 anos, de acordo com regulamentação do MME; (ii) garantia de que os custos relativos à aquisição da eletricidade gerada por usinas termelétricas sejam repassados aos consumidores por meio das tarifas até o limite do valor normativo fixado pela ANEEL; e (iii) garantia de acesso ao programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.

Em 2002, o governo brasileiro estabeleceu o Proinfa para estimular o desenvolvimento de fontes alternativas de energia. Por meio do Proinfa, a Eletrobras deveria adquirir a energia gerada por essas fontes alternativas por um período de 20 anos. O Proinfa se limitava em seu estágio inicial a uma capacidade contratada total de 3.300 MW. Em sua segunda fase, que deverá ter início quando a capacidade de 3.300 MW for atingida, o Proinfa pretende adquirir de fontes alternativas energia equivalente a 10% do consumo de energia elétrica anual do Brasil. A primeira fase do Proinfa começou em 2004 e, até agora, apoiou a construção de 119 usinas de energia alternativa com capacidade total de 2.649,8 MW.

Encargos Regulatórios do Setor Elétrico

EER

O Encargo de Energia de Reserva (o “EER”) é um encargo regulamentar destinado a levantar fundos para reservas energéticas contratadas por meio da CCEE e que são depositados na Conta de Energia de Reserva – CONER). Essas reservas energéticas, que são obrigatórias, foram criadas para tentar garantir fornecimento de energia suficiente ao Sistema Interligado de Transmissão. O EER deve ser cobrado de todos os Consumidores Finais do Sistema Interligado de Transmissão. A partir de 2010, esse encargo tem sido cobrado mensalmente.

Fundo RGR

Em certas circunstâncias, as companhias de eletricidade são ressarcidas por alguns ativos vinculados a uma concessão, caso essa concessão seja revogada ou não seja renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou um fundo de reserva destinado a prover tais ressarcimentos (“Fundo RGR”). Em fevereiro de 1999, a ANEEL

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estabeleceu uma taxa exigindo que as companhias de eletricidade do setor público façam contribuições mensais ao Fundo RGR com alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos em serviço da companhia, sem exceder 3% das receitas operacionais totais em qualquer ano. Desde a promulgação da Lei de Renovação das Concessões de 2013, o Fundo RGR tem sido usado para financiar a compensação advinda do término das concessões que não foram renovadas. A Lei de Renovação das Concessões de 2013 também permitiu que os recursos do Fundo RGR fossem transferidos ao CDE.

De acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, a partir de 1º de janeiro de 2013, os contratos de concessão das concessionárias de (i) distribuição; (ii) transmissão cuja licitação tenha ocorrido após 12 de setembro de 2012; e (iii) transmissão e geração cujo contrato de concessão tenha sido renovado ou cujas instalações tenham sido submetidas a nova licitação, não são mais obrigados a pagar a taxa anual de RGR.

Fundo UBP

Alguns empreendimentos de geração hidrelétrica (exceto pequenas usinas hidrelétricas) são obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público (o “Fundo UBP”) de acordo com as normas da licitação para obtenção de concessão correspondente. A Eletrobras recebe os pagamentos ao Fundo UBP em conta específica. Vide nota 28 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

ESS

Os custos relacionados à manutenção da confiabilidade e estabilidade do sistema quando usinas termelétricas geram energia para atender a demanda no Sistema Interligado Nacional (SIN) são chamados Encargos de Serviços de Sistema (ESS). Esses valores são pagos por cada entidade que adquire energia no mercado à vista (CCEE), proporcionalmente ao consumo de cada referida entidade.

Os ESS são expressos em R$/MWh e pagos somente a usinas termelétricas que geram energia em resposta a solicitações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

CDE

Em 2002, o governo brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (a “CDE”), que é suprida por (i) pagamentos anuais por parte das concessionárias pelo uso de bens públicos; (ii) penalidades e multas impostas pela ANEEL; (iii) taxas anuais pagas pelos agentes que comercializam energia para Consumidores Finais, por meio de um encargo adicionado às tarifas de uso das redes de distribuição e transmissão; e (iv) créditos detidos pelo governo federal contra Itaipu. A CDE foi originalmente criada, entre outros, para promover a disponibilidade de serviços de energia elétrica no Brasil e a competitividade da energia produzida por fontes alternativas. A CDE é regulamentada pelo Poder Executivo e será administrada pela Eletrobras até 30 de abril de 2017 e pela CCEE a partir de 1º de maio de 2017, nos termos da Lei Federal Nº 13.360/2016. Essa cobrança foi significativamente reduzida pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 (em aproximadamente 75% em relação a 31 de dezembro de 2011), em uma tentativa de reduzir o custo da eletricidade pago pelos Consumidores Finais, entre outros. A Lei sobre a Prorrogação de Concessões de 2013 também permitiu que os fundos provenientes do Fundo RGR fossem transferidos para a Conta CDE, contanto que o Tesouro Nacional também contribuísse com a Conta CDE, e permitiu que os fundos depositados na Conta CDE sejam utilizados no suporte do programa de geração de eletricidade em sistemas elétricos isolados assim como na compensação parcial do aumento de custos das concessionárias de distribuição de energia no mercado à vista como resultado da não renovação de concessões de geração devido à Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013.

Em 7 de março de 2014, o governo brasileiro também autorizou a transferência às concessionárias de distribuição de fundos depositados na Conta CDE para cobrir seus respectivos custos decorrentes da exposição involuntária ao mercado à vista em janeiro de 2014, como resultado das fracas condições hidrológicas em 2013 e 2014, que determinaram a aquisição de energia termelétrica a preços mais elevados no mercado à vista, custos que as concessionárias de distribuição não eram capazes de repassar aos Consumidores Finais através das tarifas

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regulares de varejo anterior à revisão periódica formal das tarifas conduzida pela ANEEL.

As concessionárias de distribuição poderão repassar ao consumidor final um encargo da Conta CDE à medida necessária para quitar suas obrigações de financiamento contratadas pelo CCEE através da Conta ACR. Vide “Conta do Mercado Regulado – Conta ACR.”

Em 27 de fevereiro de 2015, a ANEEL aprovou um aumento significativo da taxa da CDE cobrada para cobrir todos esses custos adicionais sustentados pela Conta CDE, agravados pela falta de contribuição do Tesouro Nacional. A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE) entrou com ações para contestar o aumento da taxa da CDE e esse litígio continua em andamento. Desde julho de 2015, os Consumidores Livres associados com a ABRACE são beneficiados por uma liminar que suspende o aumento da taxa da CDE. As associações de distribuidores de energia incluindo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE (com a qual a Copel Distribuição está associada) também obtiveram liminares que suspenderam sua obrigação de reter essas taxas da CDE, ao passo que a liminar da ABRACE e de outros consumidores permanece em vigor.

A Lei Federal nº 13.360/2016 estabeleceu que o Governo Federal deve elaborar um plano de redução estrutural das despesas da CDE até 31 de dezembro de 2017, e também estipula que as informações sobre receitas, despesas e beneficiários da Conta da CDE devem ser publicadas mensalmente pela CCEE. Mais especificamente, a promulgação da Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, implementou uma série de mudanças na estrutura das regras da CDE, fazendo com que o fundo deixe de atuar como fonte de recursos para (i) amortização de operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão das concessões ou (ii) para atender à finalidade de modicidade tarifária. Atualmente, o escopo da CDE engloba a provisão de recursos para compensar os descontos aplicados às tarifas de transmissão, além de provisão de recursos para o pagamento de valores relativos à administração e movimentação da CDE, CCC e RGR pela CCEE; e ainda a provisão de recursos para compensar o impacto tarifário causado pela reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação. Ademais, a CDE não será mais gerida pela Eletrobrás e sim pela CCEE.

Conta no Ambiente de Contratação Regulada – Conta ACR

Em abril de 2014, o governo brasileiro criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada – Conta-ACR (“Conta ACR”), para auxiliar as concessionárias de distribuição a cobrirem seus respectivos custos pela aquisição de energia termelétrica referente o período entre fevereiro de 2014 e dezembro de 2014, incorrido como resultado das fracas condições hidrológicas. Os distribuidores incorreram em maiores custos como resultado das condições hidrológicas adversas porque tiveram de comprar energia termelétrica a preços mais elevados no mercado à vista, e não foram capazes de repassar todos esses custos aos Consumidores Finais antes de uma revisão periódica formal das tarifas conduzida pela ANEEL. Para financiar a conta ACR, o governo federal autorizou o CCEE a assinar contratos de crédito junto a algumas instituições financeiras brasileiras. O total de R$ 21,7 bilhões, composto por nove parcelas foi depositado na Conta ACR. As concessionárias de distribuição estão reembolsando este financiamento do processo tarifário de 2015, através da aplicação de encargos adicionais mensais da Conta CDE aos Consumidores Finais, por um período de aproximadamente 60 meses. Em 2016, a CCEE não nos liberou os fundos da conta ACR. Tarifa de Transmissão de Itaipu

A Usina Hidrelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva que não faz parte do Sistema Interligado de Transmissão. As concessionárias que fazem jus ao recebimento de eletricidade de Itaipu pagam uma tarifa de transmissão em valor proporcional à sua cota da eletricidade gerada por Itaipu.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

Os detentores de concessões e autorizações para exploração de recursos hídricos devem pagar um encargo total de 6,75% do valor da energia que geram, que para os fins desse cálculo é baseado em tarifa fixada pela

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ANEEL. A partir de 1º de janeiro de 2017, a ANEEL fixou essa tarifa em R$ 72,20/MWh. Os recursos dessa compensação são repartidos entre os estados e municípios em que esteja localizada a usina ou seu reservatório e certas agências federais.

Taxa de Fiscalização da ANEEL (TFSEE)

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica da ANEEL é um encargo anual devido pelos detentores de concessões, permissões ou autorizações, equivalente a uma porcentagem de suas receitas fixada pela ANEEL. A Taxa de Fiscalização da ANEEL exige que as partes afetadas paguem até 0,4% de suas receitas anuais à Agência em 12 parcelas mensais.

Não-Pagamento de Encargos Regulamentares

O não-pagamento das contribuições obrigatórias ao Fundo RGR, ao Proinfa e à CDE ou de certos desembolsos, como os devidos pela compra de energia elétrica no Mercado Regulado ou de Itaipu, impedirá a parte inadimplente de receber reajustes ou revisões de suas tarifas (exceto revisões extraordinárias) e também impedirá a parte inadimplente de receber recursos do Fundo RGR, ou da CDE. Cumprimos as obrigações de pagamento relativas a encargos regulamentares.

Mecanismo de Realocação de Energia

O Mecanismo de Realocação de Energia visa mitigar os riscos a que estão expostos os geradores hidrelétricos devido à variação nas vazões dos rios (risco hidrológico).

De acordo com a legislação brasileira, a cada usina hidrelétrica é atribuído determinado volume de “energia assegurada”, conforme os critérios de risco de suprimento de energia definidos pelo MME, com base nos históricos de vazão dos rios. A energia assegurada também representa a energia máxima que pode ser vendida pelo gerador, conforme previsto no contrato de concessão, independentemente do volume de eletricidade efetivamente gerado pela usina.

O MRE tenta assegurar que todas as usinas participantes recebam a receita correspondente à sua energia assegurada, independentemente do volume de eletricidade gerado por elas. Em outras palavras, o MRE efetivamente realoca a eletricidade, transferindo o excedente dos que produziram além de sua energia assegurada para os que produziram menos que sua energia assegurada. A realocação, que ocorre no Sistema Interligado de Transmissão, é determinada pelo ONS, levando em conta a demanda nacional de eletricidade e as condições hidrológicas, independentemente do contrato de compra de energia de cada gerador individual. O volume de eletricidade efetivamente gerado pela usina, seja maior ou menor que o quociente de energia assegurada atribuído, faz jus a uma tarifa conhecida como “Tarifa de Energia de Otimização”, calculada para cobrir apenas os custos variáveis de operação e manutenção da usina, de modo que os geradores são pouco afetados pelo despacho efetivo de suas usinas.

Cada usina hidrelétrica cujo contrato de concessão tenha sido renovado de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não participará mais do mecanismo MRE e o risco hidrológico dessas usinas ficará sob a responsabilidade das concessionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional. No que diz respeito às usinas de geração com concessões vencidas, sujeitas a novos processos de licitação nos termos da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, os 30% da energia gerada disponível à concessionária de geração para venda no mercado, com início no segundo ano de sua concessão, também estão sujeitos ao mecanismo de alocação de risco hidrológico do MRE. Esse risco não afeta nosso segmento de distribuição, pois podemos aumentar as tarifas de distribuição de nossos clientes para compensar os custos resultantes de tal risco hidrológico.

Pesquisa e Desenvolvimento

As companhias que detêm concessões e permissões para distribuição de eletricidade são obrigadas a

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investir pelo menos 0,5% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento e 0,5% em programas de eficiência energética. A partir de 1º de janeiro de 2023, esses percentuais serão de 0,75% e 0,25%, respectivamente.

As companhias que detêm concessões e autorizações para geração e transmissão de eletricidade são obrigadas a investir pelo menos 1% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento. As companhias que geram eletricidade exclusivamente por meio de pequenas centrais hidrelétricas, de cogeração e de empreendimentos de energia de fontes alternativas não estão sujeitas a essa exigência.

O montante a ser investido em pesquisa e desenvolvimento deve ser distribuído da seguinte forma:

● 40% aos projetos de pesquisa e desenvolvimento da companhia, sob a supervisão da ANEEL;

● 40% ao Ministério da Ciência e Tecnologia, para ser investido em projetos nacionais de pesquisa e desenvolvimento; e

● 20% para o MME, para custear a EPE.

Em 2016, nós registramos custos de R$ 52,6 milhões em pesquisa e desenvolvimento, enquanto que em 2015 foram R$ 72,9 milhões, e em 2014 R$ 33,5 milhões.

Legislação Ambiental

A Constituição Federal Brasileira inclui as questões ambientais entre as questões sujeitas à competência legislativa concomitante, o que significa que o governo federal brasileiro promulga regras gerais complementadas por regras impostas pelos estados; os municípios, por sua vez, promulgam regras locais ou complementam a legislação estadual e/ou federal.

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

O Código Florestal Brasileiro e os regulamentos associados estabelecem regras de manutenção e aquisição de áreas afetadas por reservatórios de usinas hidrelétricas. Esses regulamentos podem resultar em custos maiores de manutenção, reflorestamento e desapropriação para as concessionárias do setor elétrico. Desenvolvemos ações de preservação em nossas usinas desde sua construção, como estabelecido no Código florestal. O infrator da legislação ambiental pode estar sujeito a sanções administrativas e penais e, em caso de dano ambiental, será obrigado a reparar os danos ambientais causados ou pagar indenização por eles à parte afetada. As sanções administrativas podem incluir multas significativas e a suspensão das atividades; as sanções penais podem incluir multas e, para pessoas físicas, incluindo diretores e empregados de empresas que cometam crimes ambientais, eventual pena de prisão.

Nossas instalações de geração, distribuição e transmissão de energia estão sujeitas a processos de licenciamento ambiental, que podem incluir a preparação de relatórios de impacto ambiental antes da construção dessas instalações. Depois da obtenção das licenças ambientais correspondentes, a manutenção dessas instalações continua sujeita à observância de certas exigências.

Item 4A. Comentários da Equipe em Aberto

Nenhum.

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Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras

As informações apresentadas a seguir, derivadas de nossa demonstração de resultado consolidada para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 foram preparadas de acordo com os IFRS emitidas pelo IASB. Para maiores informações, ver “Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações” e a Nota 3 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016.

VISÃO GERAL

Condições Econômicas Brasileiras

Todas as nossas operações são no Brasil, e somos afetados pelas condições gerais da economia brasileira. Em particular, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda por eletricidade, e a inflação afeta nossos custos e nossas margens. O ambiente econômico brasileiro tem se caracterizado por variações significativas nas taxas de crescimento econômico, com crescimento muito baixo entre 2001 e 2003 e uma recuperação econômica que levou a crescimento constante de 2004 a 2009. Desde então, o crescimento do PIB tem flutuado, de 0,1% em 2014, a uma retração de 3,8% e 3,6% em 2015 e 2016, respectivamente.

A tabela a seguir apresenta dados econômicos selecionados para os períodos indicados:


2016 2015 2014

Inflação (IGP-DI) 7,18% 10,70% 3,78%

Valorização (desvalorização) do real vs. U.S. dólar 19,81% (31,98)% (11,81)%

Taxa de câmbio no fim do período – US$ 1,00(1) 3,2591 3,9048 2,6562

Taxa de câmbio média – US$ 1,00 3,4500 3,3876 2,3599

Variação do PIB real (3,6)% (3,8)% 0,1%

Taxa de juros interbancária média (2) 14,05% 13,46% 10,83%

______________ (1) A taxa de câmbio do real em relação ao dólar americano em 17 de abril de 2017 era de R$ 3,1036 por US$ 1,00. (2) Calculada de acordo com a metodologia da CETIP, Central de Custódia e Liquidação Financeira de Títulos, (com base em taxas nominais).

Fontes: FGV - Fundação Getúlio Vargas, Banco Central, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e CETIP.

Tarifas e Preços

Nossos resultados operacionais são significativamente afetados por variações nos preços pelos quais o nosso negócio de geração de energia vende energia e pelos quais o nosso negócio de distribuição adquire e revende energia.

Nosso negócio de geração vende energia a preços não regulados no mercado regulado, no mercado livre e no mercado à vista. Nosso negócio de geração aloca a quantidade de energia que vende em cada um desses mercados, em busca da maximização da rentabilidade, com base em fatores como: (i) as exigências de seus contratos de concessão, muitos dos quais definem um percentual mínimo da energia gerada em uma determinada concessão que deve ser vendida no mercado regulado; (ii) o volume de energia que planejamos vender para Consumidores Livres em um determinado ano; e (iii) as perspectivas para os preços da energia em geral a curto, médio e longo prazos. Embora as vendas no mercado livre e no mercado à vista não sejam diretamente reguladas, são influenciadas pela política regulatória de energia. Os preços pelos quais nosso negócio de geração vende energia não são regulados.

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O nosso negócio de distribuição compra energia suficiente para satisfazer todas as demandas previstas para nossos Consumidores Finais em leilões a preços não regulados no mercado regulado. Nosso negócio de distribuição revende essa energia aos Consumidores Finais a tarifas reguladas que consideram o preço em que a energia foi comprada. Se nossas previsões forem inferiores à demanda real de eletricidade de nossos Consumidores Finais, podemos ser forçados a compensar o déficit por meio da assinatura de contratos de curto prazo para a compra de eletricidade no mercado à vista. Se nossas previsões excederem a demanda real de nossos Consumidores Finais, nosso negócio de distribuição vende o excedente de energia no mercado à vista. Exceto pelos possíveis efeitos futuros gerados pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, as margens do nosso negócio de distribuição tendem a ser relativamente estáveis devido à natureza regulada do negócio de distribuição, enquanto que as margens do nosso negócio de geração são tipicamente maiores, porém menos estáveis, já que são substancialmente reguladas pelo mercado.

A venda a Consumidores Finais (que incluem vendas feitas por nossa unidade distribuição para Consumidores Cativos e vendas realizadas por nosso negócio de geração para Consumidores Livres) representou cerca de 58,7% do volume de eletricidade que disponibilizamos em 2016 e respondeu por 66,2% de nossas receitas de venda de energia. Quase todas essas vendas foram a Consumidores Cativos. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição”. Geralmente, se nossos custos de energia aumentam, o processo tarifário nos permite recuperá-los de nossos consumidores por meio de tarifas mais altas em períodos futuros. Entretanto, se não recebermos aumentos tarifários para cobrir nossos custos, ou se a recuperação destes atrasar, ou se nosso Conselho de Administração resolver reduzir o aumento tarifário concedido pela ANEEL, nossos lucros e fluxos de caixa podem ser adversamente afetados.

A ANEEL atualiza nossas Tarifas de Fornecimento anualmente, geralmente em junho. Desde Janeiro de 2012, os reajustes foram os seguintes:

● Em junho de 2012, a ANEEL aprovou a terceira revisão periódica de nossas Tarifas de Varejo e o impacto médio dessa revisão das tarifas que cobramos de nossos clientes foi uma redução de 0,65%.

● Em janeiro de 2013, devido à promulgação da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, fomos submetidos a uma revisão extraordinária aprovada pela ANEEL cujo impacto médio foi uma redução de 19,28%, que levou a uma queda de aproximadamente 14,4% em nossas receitas de distribuição, uma vez que a diferença foi quitada com verba federal.

● Em junho de 2013, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas de Varejo, com uma elevação média de 13,08%, dos quais 11,40% referem-se ao aumento da tarifa e 1,68% ao aumento na recuperação de contas regulatórias diferidas (CVA). Após a efetivação da recuperação dos custos da Parcela A, o efeito médio desse ajuste tarifário em nossos Consumidores Cativos foi equivalente a um incremento de 14,61%. Entretanto, a Copel Distribuição solicitou o diferimento parcial deste ajuste, que foi autorizado pela ANEEL e aprovado em 9 de julho de 2013. Assim, o montante de R$ 255,9 milhões não foi diferido e será incluso como componente financeiro no reajuste anual de 2014. O diferimento reduziu o efeito médio do ajuste tarifário para 9,55%.

● Em junho de 2014, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas de Varejo, com um aumento médio de 35,38%, dos quais 25,05% estava relacionado com o aumento de tarifas e 10,34% se referiam a um aumento na recuperação de contas regulatórias diferidas (CVA). Após fazer cumprir a recuperação dos custos da Parcela A, o efeito médio do reajuste da tarifa sobre nossos Consumidores Cativos foi um aumento de 39,71%. Contudo, a Copel Distribuição solicitou o diferimento parcial deste ajuste, que foi autorizado pela ANEEL e aprovado em 22 de julho de 2014. O valor de R$ 898,3 milhões foi portanto diferido, e será incluído como componente financeiro no reajuste anual de 2015. Este diferimento reduziu o efeito médio do reajuste da tarifa para 24,86%.

● Em março de 2015, a ANEEL aprovou uma revisão extraordinária devido à uma série de eventos que impactaram de forma significativa os custos das concessionárias de distribuição, não originalmente previstos no aumento da Tarifa de Varejo de 2014, tais como o aumento das tarifas de Itaipu (46,14%)

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e preços elevados para aquisição de energia nos últimos leilões de energia. A revisão de tarifa média da Copel Distribuição aprovada pela ANEEL foi de 36,79% iniciando em 2 de março de 2015. Desse total, 22,14% está relacionado com os encargos da Conta CDE que foram repassados aos consumidores e 14,65% se refere (i) ao aumento da tarifa da Itaipu e (ii) os preços elevados pagos pela Companhia para aquisição de energia nos últimos leilões de energia que foram repassados aos consumidores.

● Em junho de 2015, por meio da Resolução nº 1.897, a ANEEL autorizou o Aumento Tarifário Anual da Copel Distribuição de 15,32% em média para consumidores finais, incluindo (a) 20,58% relacionado à inclusão dos componentes financeiros, que serão recuperados nos 12 meses após o ajuste (incluindo o valor de R$ 935,3 milhões correspondente aos diferimentos em 2013 e 2014), (b) 0,34% relacionado à Parte B, (c) (3,25)% relacionado ao ajuste da Parte A e (d) (2,35)%, refletindo a remoção dos componentes financeiros do processo anterior. O ajuste foi totalmente aplicado às tarifas da Copel Distribuição em 24 de junho de 2015.

● Em junho de 2016, a ANEEL aprovou a quarta revisão periódica tarifária, reduzindo as tarifas em 12,87%, dos quais (1,73)% referentes à inclusão de componentes financeiros; 4,48% devidos à atualização da Parcela B; (2,57)% relacionados à atualização da Parcela A; e (13,05)% refletindo a remoção de componentes financeiros do processo tarifário anterior.

Compra e Revenda de Energia

Nosso negócio de distribuição adquire energia de concessionárias de geração e revende-a para os Consumidores Finais a tarifas reguladas. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Geração” e “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Compras”. Nossos principais contratos de longo prazo ou obrigações de compra são descritos abaixo.

● Adquirimos energia de Itaipu a preços determinados com base nos custos do empreendimento, incluindo o serviço de sua dívida expressa em dólares americanos. Em 2016, nossas compras de eletricidade de Itaipu totalizaram R$ 1.089,8 milhões.

● Nossa unidade de distribuição é obrigada a adquirir uma grande parte de sua demanda de energia no mercado regulado. Para maiores informações, vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - A Companhia - Distribuição - Leilões no Mercado Regulado”.

Sob a legislação atual, o montante que nosso negócio de distribuição cobra dos Consumidores Finais é composto por duas tarifas: uma tarifa pela energia efetiva consumida e uma tarifa pelo uso de nossa rede de distribuição. Como as tarifas reguladas pelas quais nosso negócio de distribuição vende energia aos Consumidores Finais são substancialmente as mesmas pelas quais compramos energia (depois de contabilizadas as deduções e o custo da energia comprada para revenda), nosso negócio de distribuição não gera lucro operacional a partir da venda de eletricidade a Consumidores Finais. Em vez disso, nosso negócio de distribuição gera lucro operacional principalmente pela cobrança de tarifas pelo uso de nossa rede de distribuição.

Impacto da CRC

Um de nossos ativos mais significativo abrange as obrigações do Estado do Paraná sob um contrato que foi alterado pela última vez em janeiro de 2005. Essas obrigações derivam de montantes que tínhamos o direito de recuperar sob um regime regulamentar anterior e são assim conhecidas como Conta de Resultados a Compensar ou “CRC”. O saldo é ajustado conforme o IGP-DI, mais juros de 6,65%, e pago em prestações mensais até abril de 2025. Se o Estado do Paraná deixar de efetuar pagamentos nas datas apropriadas, podemos abater dos dividendos devidos ao Governo do Estado como acionista da Copel quantias a receber conforme o Acordo da CRC.

Em junho de 2016, nosso Conselho de Administração da Companhia aprovou a Novação do Termo de

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Ajuste do CRC, que está em andamento. Tal contrato contempla a carência parcial do pagamento de juros e amortização até 31 de dezembro de 2017. As demais cláusulas do contrato serão mantidas. Em 31 de dezembro de 2016, o saldo devedor da Conta CRC era de R$ 1.522,7 milhões. Para informações adicionais, leia a Nota 8 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Obrigações Especiais

As contribuições que recebemos do governo federal e dos consumidores exclusivamente para investimentos na rede de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são chamadas de obrigações especiais. Registramos o valor dessas contribuições em nossa demonstração financeira como redução de nossos ativos intangíveis e financeiros, sob a rubrica “obrigações especiais”, e, no momento da conclusão ou extinção da concessão operacional que nos foi concedida, o montante dessas contribuições será deduzido de nossos ativos intangíveis e financeiros. O valor registrado como obrigações especiais em 31 de dezembro de 2016 foi de R$ 2.873,5 milhões como redução de ativos intangíveis e R$ 77,0 milhões como redução de ativos financeiros.

POLÍTICAS CONTÁBEIS CRÍTICAS

Ao preparar nossas Demonstrações financeiras, fazemos estimativas com relação a uma série de matérias, como mencionado na Nota 3.4 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Algumas dessas matérias são altamente incertas, e nossas estimativas envolvem julgamentos que fazemos com base nas informações que nos estão disponíveis. Em “Visão Geral”, acima, discutimos certas políticas contábeis relacionadas a matérias regulamentares. Na discussão abaixo, identificamos diversas outras matérias em relação às quais nossas informações financeiras seriam afetadas de forma relevante se (i) usássemos razoavelmente diferentes estimativas ou (ii) no futuro alterássemos nossas estimativas em resposta a mudanças cuja ocorrência se revele razoavelmente provável.

A discussão abaixo aborda apenas as estimativas que consideramos mais importantes com base no grau de incerteza e na possibilidade de impacto significativo se usássemos outra estimativa. Há muitas outras áreas em que utilizamos estimativas sobre matérias incertas, mas o efeito razoavelmente provável de estimativas alteradas ou diferentes não é relevante para nossa apresentação financeira. Por favor, leia a Nota 3.4 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas incluídas neste documento para uma discussão mais detalhada da aplicação dessas e de outras políticas contábeis.

Ativo imobilizado

Adotamos o método do custo atribuído para determinar o valor justo do ativo imobilizado da Copel Geração e Transmissão, especificamente para a atividade de geração na data de transição das demonstrações financeiras para IFRS (1º de janeiro de 2009). Esses bens do ativo imobilizado estão depreciados pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas periodicamente pela ANEEL, as quais são praticadas e aceitas pelo mercado como representativas da vida útil econômica dos bens vinculados à infraestrutura da concessão, limitadas ao prazo da concessão, quando aplicável. A vida útil estimada, os valores residuais e a depreciação são revisados no final da data de divulgação e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.

Contabilidade de contratos de concessão

Contabilizamos nossos contratos de concessão de transmissão e distribuição de acordo com a IFRIC 12 – Contratos de Concessão de Serviços.

A IFRIC 12 determina que as concessionárias de energia elétrica devem registrar e mensurar receitas de acordo com a IAS 11 – Contratos de Construção e a IAS 18 – Receitas, mesmo quando regidas por um único contrato de concessão. Quando investimos em infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição e transmissão de energia elétrica realizados de acordo com o contrato de concessão, capitalizamos esses investimentos como ativos intangíveis e financeiros e contabilizamos a receita e os custos de construção relacionados a esses investimentos. Os ativos intangíveis representam o direito de acesso e operação da infraestrutura que nos é fornecida

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ou que construímos e adquirimos como parte do contrato de concessão. O valor do ativo intangível é determinado com base no valor justo de construção deduzido os ativos financeiros estimados correspondentes, descritos detalhadamente abaixo, de qualquer amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável (impairment), quando aplicável. O padrão de amortização do intangível reflete nossas estimativas dos benefícios econômicos desses ativos, limitada ao prazo da concessão. Esses ativos intangíveis são amortizados pelo menor dos seguintes itens: (i) vida útil remanescente do ativo relacionado; ou (ii) o período remanescente até o final do prazo de concessão.

Calculamos o valor dos ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de distribuição com base em nossos acordos de concessão de distribuição. Esses ativos financeiros representam o nosso modo de entender o nosso direito incondicional de receber do concedente pagamentos em dinheiro após a expiração da concessão, conforme estipulado em nossos acordos de concessão. Esses pagamentos em dinheiro destinam-se a nos indenizar pelos investimentos que fazemos em infraestruturas e que não são recuperados mediante a cobrança de tarifas dos usuários.

Os ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de distribuição não possuem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a Companhia utiliza a premissa de que o valor de pagamentos de caixa que receberemos do concedente ao final da concessão terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão. Como esses ativos financeiros não possuem as características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros de acordo com as IFRS, são classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa atrelados a esses ativos são determinados considerando o valor de substituição de ativo imobilizado chamado Base de Remuneração Regulatória (BRR), que é definida pela ANEEL. A remuneração desse ativo financeiro é baseada no custo médio ponderado de capital homologado pela ANEEL no processo de revisão tarifária periódica a cada quatro anos.

Calculamos o valor dos ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de transmissão com base em: (i) receitas de tarifas baseadas na construção da infraestrutura de transmissão para sua disponibilização aos usuários; (ii) receitas de tarifas baseadas na operação e manutenção de ativos de infraestrutura relacionados a nossas concessões; e (iii) a remuneração financeira sobre tais ativos que são garantidos pela ANEEL e que não são de outra maneira recuperados por meio de tarifas ao final do prazo da concessão. Por serem calculadas com base nos ativos de infraestrutura disponibilizados para os usuários do sistema como um todo, as tarifas agregadas de transmissão que coletamos não estão sujeitas ao risco de demanda e são, portanto, consideradas como receita garantida. Essas receitas, que são calculadas considerando o prazo total da concessão de transmissão, são denominadas Receita Anual Permitida (RAP). Os valores são faturados mensalmente aos usuários da infraestrutura, conforme relatório emitido pelo Operador Nacional do Sistema – ONS. No vencimento da concessão, o concedente deve pagar o saldo remanescente ainda não recebido relacionado à construção, operação e manutenção da infraestrutura, a título de indenização pelos investimentos efetuados e não recuperados por meio da tarifa. Como esses ativos financeiros não possuem um mercado ativo e apresentam fluxos de caixa fixos e determináveis, são classificados como “empréstimos e recebíveis”. Esses ativos financeiros são inicialmente estimados com base em seus respectivos valores justos e posteriormente mensurados pelo custo amortizado calculado pelo método de juros efetivos.

Como descrito acima, reconhecemos esses ativos financeiros juntamente com as concessões de transmissão. Entretanto, renovamos o Contrato de Concessão 060/2001 de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, que exigiu que aceitássemos as alterações relativas a esse contrato de concessão. Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia – Concessões.” Um dos efeitos dessas alterações é que deixamos de reconhecer ativos financeiros para concessões renovadas de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, pois o escopo da concessão foi reduzido para abranger somente a manutenção e operação das instalações de transmissão. Como resultado, os ativos financeiros contabilizados anteriormente como concessões que foram renovadas de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 foram convertidos em recebíveis, já que o governo é obrigado a pagar esses valores. Em 31 de dezembro de 2016, o valor contabilizado em “Contas a Receber Relacionadas à Prorrogação da Concessão” totalizou R$ 67,4 milhões referente ao valor residual dos ativos de geração, cujas concessões venceram em 2014 e 2015.

As concessões de geração são consideradas fora do escopo da IFRIC 12 e são contabilizadas sob outras normas IFRS aplicáveis.

Além de nossos ativos financeiros e ativos intangíveis, de acordo com as IFRS, também reconhecemos

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receitas e custos de construção para as atividades de construção que desempenhamos relacionadas às nossas concessões de distribuição e transmissão. O nosso negócio de distribuição terceiriza a construção de infraestrutura de distribuição de energia. Como resultado, sob as IFRS, reconhecemos os custos e as receitas de construção em aproximadamente o mesmo montante. Por outro lado, uma vez que o nosso negócio de transmissão realiza grande parte da construção de infraestrutura de transmissão, reconhecemos a receita de construção em montantes que excedem os custos de construção. A margem resultante para receitas de construção do nosso negócio de transmissão foi de 1,65% em 2015 e 2016, e é calculada com base numa metodologia que leva em conta o risco empresarial.

A definição do prazo de amortização dos quatro ativos intangíveis e do valor justo de nossos ativos financeiros, relacionados com os nossos contratos de concessão, está sujeito a premissas e estimativas, e o uso de diferentes premissas poderia afetar os saldos reconhecidos. As vidas úteis estimadas dos ativos subjacentes, assim como a taxa de retorno dos ativos financeiros, também exigem premissas e estimativas significativas. Diferentes premissas e estimativas e mudanças em circunstâncias futuras podem ter impacto significativo sobre nossos resultados operacionais. Informações adicionais sobre a contabilização de ativos financeiros e intangíveis decorrentes dos acordos de concessão estão incluídas nas Notas 4.4.9 e 4.7 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Reconhecimento de Receitas

O faturamento de consumidores residenciais, industriais e comerciais é efetuado mensalmente. As receitas não faturadas da data de faturamento até o fim do mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e reconhecidas como receita no fim do mês em que o serviço foi prestado. Fazemos a leitura dos medidores de certos consumidores individuais sistematicamente ao longo do mês para estimar quanta energia vendemos aos consumidores individuais como grupo. Ao fim de cada mês, os montantes de energia fornecidos aos consumidores desde a data da última leitura de medidor são estimados, e a correspondente receita não faturada é estimada com base no consumo diário estimado por classe e nas tarifas aplicáveis aos consumidores que refletem tendências e experiência históricas significativas. As diferenças entre receitas não faturadas estimadas e efetivas, que não têm sido significativas, são registradas no mês seguinte.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais, líquido

Até 2009, as normas contábeis brasileiras permitiram as concessionárias de distribuição contabilizarem a diferença, se houver, entre os valores que as concessionárias têm o direito de cobrar segundo seus respectivos contratos de concessão e os valores realmente cobrados, referidos como ativos e passivos setoriais. As variações positivas ou negativas desses valores foram incluídos nas tarifas do ajuste anual seguinte. Com a adoção do IFRS em 2010, esses ativos e passivos não são mais contabilizados nas demonstrações financeiras de concessionárias de distribuição.

Como resultado de um adendo em nosso contrato de distribuição celebrado em 10 de dezembro de 2014, reconhecemos, em 31 de dezembro de 2016, um passivo financeiro no valor de R$ 279,0 milhões (ativo financeiro de R$ 1.045,7 milhões em 2015), que representa nosso saldo líquido de ativos e passivos financeiros setoriais. Essa alteração adicionou uma a garantia que, se a concessão for extinta por qualquer razão, os valores residuais dos itens dos custos da Parcela A e outros componentes financeiros que não foram recuperados nem devolvidos via tarifa serão incorporados no cálculo da indenização pelo poder concedente. Para mais informações, vide Nota 9 das demonstrações financeiras consolidadas.

Deterioração de Ativos de Longa Vida

Os ativos de longa vida, especialmente o ativo imobilizado e ativos intangíveis, compõem parte significativa de nossos ativos totais. Avaliamos nossos ativos de longa vida e fazemos julgamentos e estimativas relativas ao valor líquido desses ativos, incluindo montantes a serem capitalizados, taxas de depreciação/amortização e vidas úteis. O valor líquido desses ativos é revisto no que toca à deterioração, ou sempre que eventos ou mudanças circunstanciais indiquem que os montantes líquidos não são recuperáveis. Uma perda por deterioração é registrada no período em que se determina que o montante líquido não é recuperável. Isso exige que façamos previsões de

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longo prazo de receitas e custos futuros relacionados com os ativos sujeitos a revisão. Essas previsões exigem pressuposições sobre a demanda de nossos produtos e serviços, condições futuras de mercado e mudanças na legislação. Mudanças significativas e imprevistas nessas pressuposições poderiam exigir uma provisão para deterioração em período futuro. Nossa avaliação em 31 de dezembro de 2016 resultou em uma deterioração de nossos ativos imobilizados em operação e em construção nos montantes de R$ 77.318 e R$ 1.136.105, respectivamente (vide notas 19.1 e 19.9 de nossas demonstrações financeiras consolidadas).

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

Para fins de contabilidade, registramos custos e receitas relativos a compras e vendas de energia no mercado à vista com base em estimativas internas, que são revisadas pela CCEE.

Pleiteamos um crédito com base nas compras de energia de Itaipu durante o período de racionamento em 2001, quando houve diferença significativa entre o preço de compra da energia de Itaipu e a energia vendida com prejuízo no mercado à vista. No entanto, podemos ser obrigados a contribuir com os valores devidos por outras empresas de energia em outras ações semelhantes, e em 31 de dezembro de 2016 tínhamos provisão de R$ 49,7 milhões para cobrir prejuízos prováveis relativos a essas outras ações. Provisões para Riscos (Processos Trabalhistas, Civis, Fiscais e Ambientais)

Nós e nossas subsidiárias somos partes em certas ações judiciais no Brasil resultantes da condução normal dos negócios e relativas a causas tributárias, trabalhistas, cíveis e ambientais.

As provisões são reconhecidas quando e somente quando: (i) a Companhia possui uma obrigação presente (legal ou construtiva) decorrente de um evento passado, (2) é provável (ou seja, mais provável do que não) que uma saída de recursos incorporando benefícios econômicos será requerida obrigatoriamente para liquidar a obrigação, e 3) pode ser feita uma estimativa fiável do montante necessário para liquidar a obrigação. Dada sua natureza, os riscos só serão resolvidos quando um evento ou eventos futuros ocorrerem ou deixarem de ocorrer; tipicamente esse eventos ocorrerão anos adiante. A avaliação desses riscos é realizada pelos nossos consultores jurídicos internos e externos. A contabilização de riscos requer um julgamento significativo da administração quanto às probabilidades estimadas, incluindo classificação como perdas prováveis ou possíveis, e faixas de exposição a passivos potenciais. A avaliação pela administração de nossa exposição a riscos pode mudar à medida que novos eventos ocorram ou mais informações se tornem disponíveis. O desfecho dos riscos pode variar significativamente e pode ter impacto substancial sobre os resultados consolidados de nossas operações, nossos fluxos de caixa e nossa posição financeira. A provisão para contingências, classificadas como perdas prováveis, em 31 de dezembro de 2016 era de R$ 1.241,3 milhões, dos quais R$ 204,9 milhões eram relativos a ações tributárias, R$ 465,8 milhões a ações civis, R$ 458,9 milhões a ações trabalhistas, R$ 42,4 milhões a benefícios aos empregados, R$ 67,9 milhões a ações regulatórias e R$ 1,4 milhão a ações ambientais.

Em 31 de dezembro de 2016, estimamos que o montante total dos processos contra nós, excluindo os litígios que envolvem reclamações não monetárias e reclamações que não podem ser avaliadas na fase atual do processo, classificadas como perdas possíveis, era de aproximadamente R$ 2.559,8 milhões, dos quais R$ 423,5 milhões correspondem a processos trabalhistas; R$ 23,6 milhões a benefícios a empregados; R$ 765,9 milhões a processos regulamentares; R$ 594,2 milhões a ações cíveis; e R$ 752,6 milhão a processos tributários. Para mais informações, vide nota 30 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Benefícios de Aposentadoria e Saúde aos Empregados

Patrocinamos (i) um plano de aposentadoria de benefício definido e (ii) um plano de aposentadoria de contribuição definida que dão cobertura a praticamente todos os nossos empregados. Também estabelecemos plano de saúde para empregados e aposentados. Calculamos nossas obrigações a esses planos com base em cálculos efetuados por atuários independentes utilizando pressuposições que fornecemos sobre taxas de juros, taxas de retorno de investimentos, taxas de inflação, taxas de mortalidade e níveis de emprego futuros (ver as premissas na

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Nota 25.5.1 e a análise de sensibilidade na nota 25.5.8 das nossas demonstrações financeiras consolidadas). Essas pressuposições afetam diretamente nosso passivo relativo a benefícios pós-emprego.

Em 2016, registramos despesas de R$ 259,8 milhões relativas aos planos previdenciário e assistencial. Estimamos ter despesas no valor de R$ 96,9 milhões em 2017 para nossos planos de saúde (de acordo com cálculos atuariais).

Tributos Diferidos

Reconhecemos ativos e passivos fiscais diferidos com base nas diferenças entre os valores líquidos das demonstrações financeiras e a base tributária dos ativos e passivos utilizando as alíquotas predominantes. Revisamos regularmente nossos ativos tributários diferidos quanto à sua capacidade de recuperação com base na renda tributável histórica, na renda tributável futura estimada, e no momento esperado de reversão de diferenças temporárias existentes. Se não conseguirmos gerar renda tributável suficiente no futuro, ou se houver diferenças relevantes nas alíquotas efetivas ou nos períodos em que as diferenças temporárias se tornem tributáveis ou dedutíveis, podemos ser obrigados a realizar a baixa do total ou uma parcela significativa de nossos ativos tributários diferidos que resultaria em aumento substancial de nossa alíquota tributária efetiva e impacto adverso relevante sobre nossos resultados operacionais. Os saldos de tributos sujeitos a inspeção pela Receita Federal são os constituídos sobre a base fiscal dos últimos cinco anos. Em 31 de dezembro de 2016, reconhecemos ativos tributários diferidos no montante de R$ 1.714,9 milhões e não consideramos qualquer redução do risco de recuperação desses ativos (vide nota 13.2.1 das demonstrações financeiras consolidadas). Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa

As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa são registradas em valores julgados suficientes pela alta administração da Copel para cobrir perdas potenciais na realização de recebíveis de clientes e outros cuja recuperação seja considerada improvável. As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa são registradas considerando os parâmetros recomendados pela ANEEL, com base na expectativa de recebimento dos principais devedores, na análise de grandes dívidas em recuperação / falência judicial, sobre valores a receber de clientes residenciais vencidos por mais de 90 dias, de clientes comerciais vencidos há mais de 180 dias e de clientes industriais e rurais, autoridades públicas, iluminação pública e serviços públicos vencidos há mais de 360 dias, além da experiência anterior de perdas reais. Em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos provisão para créditos de liquidação duvidosa no montante de R$ 355,7 milhões (para maiores detalhes, incluindo provisões e reversões, ver nota 7.3 das nossas demonstrações financeiras consolidadas).

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ANÁLISE DAS VENDAS DE ELETRICIDADE E DO CUSTO DA EL ETRICIDADE ADQUIRIDA

A tabela a seguir apresenta o volume e os componentes tarifários médios das compras e vendas de eletricidade para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014:

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2016 2015 2014

Venda de Energia

Vendas a Consumidores Finais

Preço médio (R$ /MWh):(1)

Consumidores industriais (2) ........................................................................ 246,25 231,79 180,95

Consumidores residenciais .......................................................................... 338,80 361,03 305,85

Consumidores comerciais ........................................................................... 339,26 300,19 245,25

Consumidores rurais .................................................................................... 378,67 232,59 164,33

Outros consumidores (3) ............................................................................... 268,98 237,18 187,03

Todos os consumidores (2) ............................................................................ 301,95 278,05 224,79

Volume (GWh):

Consumidores industriais (2) ........................................................................ 9.585 10.823 10.841

Consumidores residenciais .......................................................................... 6.932 6.957 7.267

Consumidores comerciais ........................................................................... 5.108 5.542 5.482

Consumidores rurais .................................................................................... 2.180 2.256 2.252

Outros consumidores (3) ............................................................................... 2.404 2.371 2.382

Todos os consumidores (2) ............................................................................ 26.209 27.949 28.224

Receitas totais das vendas a Consumidores Finais (em milhões de R$ ) ....... 7.914 7.771 6.344

Vendas a distribuidores (4)

Preço médio (R$ /MWh)(1) ......................................................................... 146,93 233,02 292,96

Volume (GWh)(5) ......................................................................................... 18.213 15.910 14.920

Receitas totais (milhões de R$ ) ................................................................. 2.676 3.707,4 4.370,8

Compras de Eletricidade

Compras de Itaipu

Custo Médio (R$ /MWh)(6) ......................................................................... 182,91 263,89 128,81

Volume (GWh) ............................................................................................ 5.958 5.941 5.870

Porcentagem do total da produção de Itaipu adquirida ............................. 6,5 7,6 7,6

Custo total (milhões de R$ )(7)..................................................................... 1.089,9 1,567.8 756,1

Compras de Angra

Custo Médio (R$ /MWh) ............................................................................ 221,25 169,55 150,48

Volume (GWh) ............................................................................................ 1.026 1.051 1.046

Custo total (milhões de R$ )(7)..................................................................... 227,0 178,2 157,4

Compras da CCGF

Custo Médio (R$ /MWh) ............................................................................ 66,19 34,11 32,40

Volume (GWh) ............................................................................................ 7.553 3.873 1.315

Custo total (milhões de R$ )(7)..................................................................... 499,9 132,1 42,6

Compras de outros fornecedores (4)

Custo Médio (R$ /MWh).............................................................................. 202,27 267,10 212,22

Volume (GWh).............................................................................................. 14.179 15.556 19.517

Custo total (milhões de R$ )(7) ...................................................................... 2.868 4.155 4.142 ___________________________________________

(1) Os preços ou custos médios foram computados dividindo-se (i) as receitas ou despesas correspondentes sem dedução de ICMS pelo (ii) volume em MWh de eletricidade vendida ou comprada.

(2) Inclui Consumidores Livres fora do Paraná. (3) Inclui serviços públicos como iluminação pública, assim como o fornecimento a órgãos governamentais e nosso consumo próprio. (4) Não inclui a energia negociada entre as subsidiárias da Copel. (5) Não inclui o Mecanismo de Realocação de Energia. (6) Nossas compras de eletricidade gerada por Itaipu são expressas e reais e pagas com base em um componente demanda expresso em dólares americanos por kW mais uma taxa de “wheeling” ou transporte expressa em reais por kWh.

(7) Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Geração” e “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Compras” para uma explicação dos gastos da Copel relacionados a compras de eletricidade.

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RESULTADOS DAS OPERAÇÕES DOS EXERCÍCIOS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016, 2015 E 2014

A tabela a seguir resume os resultados operacionais para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014.

As demonstrações financeiras consolidadas em anexo apresentam nossos custos operacionais de vendas e serviços por função. Entretanto, de acordo com os IFRS, a Nota 33 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas apresenta essa informação por natureza dos custos ou despesas. Para facilitar a compreensão, a análise abaixo reflete as informações apresentadas por natureza dos custos.

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2016 2015 2014

(milhões de R$) Receitas operacionais(1): Fornecimento de energia elétrica: 5.231,5 5.746,9 4.371,2

Residencial 1.371,2 1.804,7 1.429,6 Industrial 1.796,0 2.049,5 1.563,1 Comercial, serviços e outras atividades 1.065,2 1.156,0 838,3 Rural 584,5 339,3 260,8 Outras classes 414,6 397,4 279,4 Suprimento de energia elétrica 2.676,1 3.707,4 4.370,8

Disponibilidade da rede elétrica 3.976,6 2.388,5 2.237,5 Residencial 977,4 707,0 793,0 Industrial 564,3 459,2 398,6 Comercial, serviços e outras atividades 667,7 507,7 506,2 Rural 241,0 185,4 109,3 Outras classes 231,9 164,9 166,2 Receita de juros 854,1 116,1 50,2 Outras receitas de distribuição e transmissão 440,2 248,2 214,0

Receita de construção 1.279,7 1.196,3 1.279,0 Receita de telecomunicações 261,6 209,9 165,5 Distribuição de gás canalizado 471,9 526,4 391,3 Resultado dos ativos e passivos financeiros setoriais (1.079,7) 858,2 1.033,9 Outras receitas operacionais 151,4 94,5 69,3 Valor justo do ativo de indenizável da concessão 132,7 217,7 77,0

13.101,8 14.945,8 13.995,5 Custos de vendas e serviços: Energia elétrica comprada para revenda (4.685,6) (6.032,9) (5.080,6) Encargos de uso da rede (866,2) (919,8) (384,8) Pessoal e administradores (1.304,4) (1.168,9) (1.052,8) Plano previdenciário e assistencial (259,8) (254,3) (201,6) Material (81,5) (76,7) (74,4) Matéria-prima e insumos para produção de energia (33,4) (199,3) (150,8) Gás natural e insumos para a operação de gás (325,4) (1.176,1) (1.469,8) Serviços de terceiros (550,5) (519,5) (424,5) Depreciação e amortização (708,3) (676,5) (629,9) Provisões e reversões (768,7) (210,8) (1.203,7) Custos de construção (1.280,7) (1.251,0) (1.285,9) Outros custos e despesas operacionais (414,8) (426,1) (392,6) (11.279,3) (12.911,9) (12.351,4) Resultado de equivalência patrimonial 221,7 92,5 159,9 Resultados financeiros (565,7) (328,6) 53,6 Lucro antes de imposto de renda e contribuição social 1.478,4 1.797,8 1.857,6 Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (530,6) (532,2) (522,0) Lucro líquido do exercício 947,8 1.265,6 1.335,6 Lucro líquido atribuível aos acionistas controladores 958,7 1.192,7 1.206,0 Lucro líquido atribuível aos acionistas não controladores (10,9) 72,9 129,6 Outros lucros abrangentes (57,2) 291,3 90,0 Lucro abrangente 890,6 1.556,9 1.425,6 Lucro abrangente atribuível aos acionistas controladores 901,4 1.483,6 1.297,2 Lucro abrangente atribuível aos acionistas não controladores (10,8) 73,3 128,4 _______________________________________

(1) As informações aqui contidas refletem a reapresentação da Demonstração de Resultados dos exercícios encerrados em 2015 e 2014.

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Resultados das Operações de 2016 em Comparação com 2015

As informações aqui contidas refletem a atualização das Receitas Operacionais das demonstrações de resultados dos exercícios de 2015 e 2014.

Receitas Operacionais

Nossas receitas operacionais consolidadas diminuíram 12,3% ou R$ 1.844 milhões em 2016 em relação a 2015. Esse resultado se deve a uma redução de R$ 1.937,9 milhões nos ativos e passivos financeiros setoriais; uma redução de R$ 1.031,4 milhões na receita de suprimento; uma redução de R$ 515,4 milhões nas vendas de energia elétrica para clientes finais; uma redução de R$ 85 milhões nas receitas de valor justo do ativo indenizável da concessão; e uma redução de R$ 54,5 milhões na distribuição de gás canalizado. Estas diminuições foram parcialmente compensadas por um aumento de R$ 1.588,1 milhões na receita de disponibilidade de uso da rede; um aumento de R$ 83,3 milhões nas receitas de construção; um aumento de R$ 57,0 milhões em outras receitas operacionais; e um aumento de R$ 51,7 milhões em receitas de telecomunicações.

Fornecimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de vendas de eletricidade a Clientes finais diminuíram 9,0%, ou R$ 515,4 milhões, para R$ 5.231,5 milhões em 2016, comparado com R$ 5.746,9 milhões em 2015, principalmente devido (i) a uma redução tarifária de 12,9% aplicada às tarifas a partir de junho de 2016 na tarifa, e (ii) uma redução de 6,2% no consumo total de energia dos nossos consumidores finais, de 27.949 GWh em 2015 para 26.209 GWh em 2016, conforme segue:

● O volume de energia vendida a clientes residenciais diminuiu 0,4% em 2016 em relação a 2015. Apesar do aumento do número de clientes de 2,0%, o consumo médio diminuiu 2,3% em 2016 em relação a 2015.

● O volume de energia vendida a clientes industriais, incluindo Clientes Cativos e Clientes Livres, diminuiu 11,4% em 2016 em relação a 2015. Devido principalmente à piora das condições econômicas brasileiras, o número de clientes industriais diminuiu 7,1% e o consumo médio diminuiu 4,7% em 2016 em relação a 2015.

● O volume de energia vendida a clientes comerciais, incluindo Clientes Cativos e Clientes Livres, diminuiu 7,8% em 2016 em relação a 2015. Esta redução deveu-se principalmente a uma diminuição de 9,1% na média do consumo.

● O volume de energia elétrica vendida para clientes rurais diminuiu 3,4% em 2016 em relação a 2015. Esta queda deve-se principalmente ao desempenho negativo do agronegócio no Estado do Paraná.

Suprimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de vendas de energia elétrica para distribuidores diminuíram 27,8%, ou R$ 1.031,4 milhões, para R$ 2.676,1 milhões em 2016 em comparação com R$ 3.707,4 milhões em 2015. Esta queda foi causada principalmente por uma diminuição em nossas receitas de energia vendida no mercado à vista (CCEE), que diminuiu R$ 1.399,6 milhões, ou 64,8%, para R$ 759,9 milhões em 2016, de R$ 2.159,4 milhões em 2015. Essa redução nas receitas da CCEE é resultado da não ativação da Usina Termelétrica Araucária e de preços mais baixos no mercado à vista.

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Disponibilidade da Rede Elétrica. Nossa receita com disponibilidade de rede elétrica aumentou 66,5%, ou R$ 1.588,1 milhões, para R$ 3.976,6 milhões em 2016 comparado a R$ 2.388,5 milhões em 2015. Esse aumento deveu-se principalmente ao reconhecimento da indenização de ativos relacionados a Rede Básica do Sistema Existente (RBSE), que registrou receita de R$ 809,6 milhões em 2016, conforme divulgado na Nota 10.4 das nossas Demonstrações Financeiras Consolidadas. Também reflete o resultado do 4º ciclo de revisão tarifária da Copel Distribuição em junho de 2016, que aumentou a Parcela B em 22%. Para obter mais informações sobre o cálculo da revisão tarifária, consulte “Item 4. Informações sobre a Companhia – O Setor Elétrico Brasileiro”.

Receitas de Construção. Nossa receita de construção aumentou 7,0%, ou R$ 83,3 milhões, para R$ 1.279,7 milhões em 2016 comparado com R$ 1.196,3 milhões em 2015. Esse aumento refere-se principalmente à intensificação dos esforços de construção ocorridos em 2016 com o objetivo de melhorar nossa infraestrutura de distribuição e transmissão.

Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão. Em 2016, revisamos nossa política contábil e reclassificamos os ganhos no "Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão", de receita financeira para receita operacional, pois acreditamos que isso reflete uma abordagem contábil mais apropriada para o segmento de distribuição. Para mais informações, consulte a Nota 4.1 das nossas Demonstrações Financeiras Consolidadas. Essa reclassificação resultou na atualização da Demonstração de Resultados dos exercícios findos em 2014 e 2015. Um montante de R$ 217,7 milhões foi reclassificado da receita financeira para a receita operacional em 2015. Em 2016, reconhecemos um ganho de R$ 132,7 milhões, resultando em uma redução de 39%, ou R$ 85 milhões. Essa redução reflete a renovação do nosso contrato de concessão de distribuição de energia em 2015 e, portanto, uma redução no saldo de "Contas a Receber Vinculadas à Concessão" em decorrência da transferência de parte de seu saldo para "Ativos Intangíveis".

Receitas de Telecomunicações. A receita de nosso segmento de telecomunicações aumentou 24,6%, ou R$ 51,7 milhões, para R$ 261,6 milhões em 2016, comparado a R$ 209,9 milhões em 2015, como resultado de um maior número de clientes no mercado de varejo, notadamente no segmento de internet banda larga.

Distribuição de Gás Canalizado. As receitas de distribuição de gás canalizado diminuíram 10,4%, ou R$ 54,5 milhões, em 2016, em relação a 2015, refletindo a parcela da UTE Araucária e a diminuição do consumo de gás por clientes industriais. Essa queda foi parcialmente compensada por um aumento de 10,4% nos preços do gás.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais. Os ativos e passivos financeiros setoriais apresentaram saldo negativo de R$ 1.079,7 milhões em 2016, comparado a um ganho de R$ 858,2 milhões em 2015. Essa variação negativa de R$ 1.937,8 milhões deveu-se principalmente à amortização (em decorrência do reequilíbrio tarifário ocorrido em 2016) do (a) saldo registrado em 2015 como Ativo Setorial como resultado de um diferimento para 2013 e 2014 no aumento tarifário para Clientes Cativos, (b) saldo registrado como resultado da variação da taxa de câmbio do contrato de compra de energia de Itaipu , e (c) saldo da Conta CDE.

Outras Receitas Operacionais. As outras receitas operacionais aumentaram 60,2%, ou R$ 57,0 milhões, para R$ 151,4 milhões em 2016, comparado a R$ 94,4 milhões em 2015, devido principalmente às receitas de aluguéis e rendas de serviços de telecomunicações prestados em 2016 (com exceção de internet banda larga).

Custos e despesas operacionais

Nossos custos e despesas operacionais diminuíram 12,6% ou R$ 1.632,6 milhões, para R$ 11.279,3 milhões em 2016 comparados com R$ 12.911,9 milhões em 2015. Apresentamos abaixo os principais fatores do aumento de nossos custos operacionais de vendas e serviços:

● Energia Elétrica Comprada para Revenda. Nossas despesas com a compra de energia para revenda diminuíram 22,3%, ou R$ 1.347,3 milhões, para R$ 4.685,6 milhões em 2016, contra R$ 6.032,9 milhões em 2015. Esta redução deveu-se principalmente a: (a) uma redução de R$ 478,0 milhões no custo da energia adquirida de Itaipu em 2016 em relação a 2015, devido principalmente à redução das

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tarifas (US$ 25,78 / kWh em 2016 versus US$ 38,07 / kWh em 2015) e da apreciação do real frente ao dólar norte-americano; (b) uma redução de 15,5% no custo de energia adquirida no mercado regulado, passando de R$ 3.812,5 milhões em 2015 para R$ 3.220,5 milhões em 2016, devido, principalmente, à redução da exposição de contratos celebrados no mercado regulado; e (c) menor PLD no período (R$ 92,35 / MWh em 2016 versus R$ 282,71 / MWh em 2015).

● Encargos de Uso da Rede Elétrica. As despesas incorridas para o uso da rede de distribuição e transmissão diminuíram 5,8%, ou R$ 53,6 milhões, para R$ 866,2 milhões em 2016, em comparação com R$ 919,8 milhões em 2015, principalmente como resultado de menores custos com encargos de serviços do sistema (ESS) devido ao menor nível de atividade das usinas termelétricas em 2016.

● Pessoal e Administradores. As despesas de pessoal e administradores aumentaram 11,6%, ou R$ 135,5 milhões, para R$ 1.304,4 milhões em 2016, em comparação com R$ 1.168,9 milhões em 2015, em decorrência (a) de aumentos salariais de 9,15% em outubro de 2016 e de 9,9% 2015, e (b) a provisão de R$ 44,3 milhões para o programa de incentivo à aposentadoria (PDI).

● Plano Previdenciário e Assistencial. As despesas com pensões e saúde aumentaram 2,2%, ou R$ 5,5 milhões, para R$ 259,8 milhões em 2016, ante R$ 254,3 milhões em 2015.

● Materiais. As despesas com materiais aumentaram 6,3%, ou R$ 4,8 milhões, para R$ 81,5 milhões em 2016, contra R$ 76,7 milhões em 2015.

● Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia. Essas despesas diminuíram drasticamente 83,3%, ou R$ 165,9 milhões, para R$ 33,4 milhões em 2016, ante R$ 199,3 milhões em 2015, principalmente em decorrência da não ativação da UTE Araucária em 2016 e a correspondente redução nas compras de gás natural.

● Gás Natural e Insumos para a Operação de Gás. As despesas com compras de gás natural diminuíram 72,3%, ou R$ 850,7 milhões, para R$ 325,4 milhões em 2016, em comparação com R$ 1.176,1 milhões em 2015, principalmente como resultado da não ativação da UTE Araucária, causando uma redução na demanda de gás natural. Devido a condições hidrológicas ruins em 2015, a geração de energia termelétrica foi maior do que o normal.

● Serviços de Terceiros. As despesas com serviços de terceiros aumentaram 6,0%, ou R$ 31,0 milhões, para R$ 550,5 milhões em 2016, contra R$ 519,5 milhões em 2015, devido principalmente à indexação da inflação.

● Depreciação e amortização. A depreciação e amortização aumentaram 4,7%, passando para R$ 708,3 milhões em 2016, ante R$ 676,5 em 2015, devido principalmente ao aumento de nosso ativo não circulante.

● Provisões e Reversões. As despesas com provisão e reversão aumentaram 264,6%, ou R$ 557,9 milhões, para R$ 768,7 milhões em 2016, contra R$ 210,8 milhões em 2015, devido principalmente ao impairment de R$ 581,6 milhões de ativos de geração e de distribuição de gás.

● Custos de Construção. Os custos de construção aumentaram 2,4%, ou R$ 29,7 milhões, para R$ 1.280,7 milhões em 2016 de R$ 1.251,0 milhões em 2015, devido principalmente à intensificação dos esforços de construção ocorridos em 2016 visando melhorar nossa infraestrutura de distribuição e transmissão.

● Outros Custos e Despesas. Outros custos e despesas diminuíram 2,7%, ou R$ 11,3 milhões, para R$ 414,8 milhões em 2016, ante R$ 426,1 milhões em 2015. Esta redução deveu-se principalmente a um ganho não operacional de R$ 52,1 milhões decorrente da mudança na contabilização da nossa

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participação na Sanepar (do método da equivalência patrimonial para o valor justo).

Resultado de Equivalência Patrimonial

O lucro acionário dos nossos empreendimentos controlados em conjunto e coligadas foi de R$ 221,7 milhões em 2016, um aumento de 139,7%, comparado a R$ 92,5 milhões em 2015, devido principalmente ao aumento nos lucros de nossas empresas controladas em conjunto em 2016. A saber, em 2016: (i) R$ 43,1 milhões da Sanepar, ante R$ 34,7 milhões em 2015; (ii) R$ 41,9 milhões da Matrinchã, contra R$ 0,3 milhão em 2015; (iii) R$ 37,5 milhões da Dominó Holdings, ante R$ 24,8 milhões em 2015; (iv) R$ 16,2 milhões da Marumbi, ante R$ 13,1 milhões em 2015; (v) R$ 15,9 milhões da Integração Maranhense, contra R$ 14,3 milhões em 2015; (vi) R$ 12,8 milhões do Parnaíba, contra R$ 3,0 milhões em 2015; e (vii) R$ 11,2 milhões da Guaraciaba, comparado com uma perda de R$ 17,1 em 2015.

Resultados Financeiros

Reconhecemos prejuízos financeiros líquidos em R$ 565,7 milhões em 2016, comparados a um prejuízo financeiro líquido de R$ 328,6 milhões em 2015. Esse aumento nas perdas financeiras deve-se principalmente ao aumento dos encargos da dívida, decorrente principalmente do maior saldo de financiamentos e debêntures. Esse resultado foi parcialmente compensado pela redução da taxa IGP-DI e pela valorização do Real frente ao Dólar.

Imposto de Renda e Contribuição Social

Em 2016, reconhecemos despesas de imposto de renda e contribuição social de R$ 530,6 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 35,9% sobre nosso lucro antes de impostos. O aumento de nossa alíquota efetiva em 2016 em relação a 2015 deveu-se, principalmente, ao aumento na (a) diferença entre lucro real e lucro presumido registrado em nossas controladas, decorrente da entrada em operação de parques eólicos - que utilizam um método alternativo para calcular a taxa de imposto com base na renda tributável presumida (ou seja, a receita bruta multiplicada por porcentagens de margem estatutariamente proporcionadas), e (b) os Juros sobre o Capital Próprio pagos em 2016. Em 2015, reconhecemos despesas de imposto de renda e contribuição social de R$ 532,2 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 29,6% sobre nosso lucro antes de impostos.

Resultados das Operações de 2015 em Comparação com 2014

As informações aqui contidas refletem a atualização das Receitas Operacionais das demonstrações de resultados dos exercícios de 2015 e 2014.

Receitas Operacionais

Nossas receitas operacionais consolidadas cresceram 6,8%, ou R$ 950,3 milhões em 2015 comparado a 2014. Esse resultado é reflexo de um aumento de R$ 1.375,7 milhões nas vendas de energia a Consumidores Finais; um aumento de R$ 151,0 milhões nas receitas decorrentes do uso de nossa principal rede de transmissão; um aumento de R$ 140,7 milhões nas receitas de valor justo do ativo indenizável da concessão; um aumento de R$ 135,1 milhões nas receitas da distribuição de gás canalizado; um aumento de R$ 44,5 milhões nas receitas de telecomunicações e um aumento de R$ 25,2 milhões em outras receitas operacionais. Esses incrementos foram parcialmente compensados pela redução de R$ 663,3 milhões nas receitas de suprimento de energia elétrica, uma redução de R$ 175,7 milhões nos ativos e passivos financeiros setoriais e uma redução de R$ 82,7 milhões nas receitas de construção.

Fornecimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de vendas de eletricidade a Consumidores Finais aumentaram 31,5%, ou R$ 1.375,7 milhões, para R$ 5.746,9 milhões em 2015, comparado com R$ 4.371,2 milhões em 2014, devido principalmente a (i) um reajuste tarifário extraordinário médio de 36,8% em março de 2015 e (ii)

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um aumento de 15,3% na tarifa média paga pelos Clientes Finais a partir de 24 de junho de 2015.

O volume de energia vendida a Consumidores Finais em 2015 caiu 1,0% em comparação com 2014:

● O volume de eletricidade vendida a clientes residenciais caiu 4,3% em 2015 em comparação com 2014. Essa redução deveu-se principalmente à redução na renda média no Estado do Paraná e ao aumento de custos de energia após a revisão tarifária extraordinária em março de 2015 e o reajuste tarifário periódico em junho de 2015.

● O volume de eletricidade vendida a clientes industriais, incluindo Clientes Cativos e Clientes Livres, caiu 0,2% em 2015 em comparação com 2014, principalmente devido à expiração de um contrato com um Cliente Livre.

● O volume de eletricidade vendida a clientes comerciais, incluindo Clientes Cativos e Clientes Livres, aumentou 1,1% em 2015 em comparação com 2014. Esse aumento deveu-se principalmente a um crescimento de 2,1% no número de clientes comerciais.

● O volume de eletricidade vendida a clientes rurais aumentou 0,2% em 2015 em comparação com 2014. Este aumento foi devido principalmente ao desempenho positivo do agronegócio no Estado do Paraná.

Suprimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de vendas de eletricidade a distribuidores caíram 15,2%, ou R$ 663,3 milhões, totalizando R$ 3.707,4 milhões em 2015, em comparação a R$ 4.370,0 milhões em 2014. Essa redução deveu-se principalmente a uma redução em nossas receitas de venda de energia a distribuidores no mercado à vista (CCEE), que caiu R$ 827,7 milhões, ou 27,7%, de R$ 2.987,1 milhões em 2014 para R$ 2.159,4 milhões em 2015, devido principalmente a (i) preços mais baixos de energia vendida no mercado à vista (CCEE) em 2015, em comparação a 2014, e (ii) uma redução no volume de energia gerado pela Usina Termelétrica Araucária.

Disponibilidade da Rede Elétrica. Nossas receitas de uso da principal rede de distribuição e transmissão aumentaram 6,7%, ou R$ 151 milhões, para R$ 2.388,5 milhões em 2015, comparado a R$ 2.237,5 milhões em 2014. Esse aumento deveu-se principalmente: (i) ao ajuste da Receita Anual Permitida de nossos ativos de transmissão para refletir a inflação e operação de novos ativos de transmissão e (ii) aos aumentos de tarifas aplicados pela Copel Distribuição, parcialmente compensados pela redução de 2% no mercado fio da Copel Distribuição.

Receitas de Construção. Nossas receitas de construção apresentaram redução de 6,5%, ou R$ 82,7 milhões, para R$ 1.196,3 milhões em 2015, comparado a R$ 1.279,0 milhões em 2014. Essa redução deveu-se principalmente à diminuição dos investimentos em infraestrutura, refletindo a conclusão de alguns projetos pela Copel Distribuição em 2014 e 2015.A receita de construção da Copel Distribuição caiu 9,5%, ou R$ 94,4 milhões, em 2015, comparado a 2014.

Receitas de Telecomunicações. As receitas de nosso segmento de telecomunicações aumentaram 26,8%, ou R$ 44,4 milhões, para R$ 209,9 milhões em 2015, em comparação a R$ 165,5 milhões em 2014, devido principalmente a um aumento no número de clientes. Em 2015, a base de clientes expandiu 73,8%, passando de 27.614 em dezembro de 2014 para 47.987 em dezembro de 2015.

Distribuição de Gás Canalizado. As receitas de distribuição de gás canalizado aumentaram 34,5%, ou R$ 135,1 milhões, em 2015 comparado a 2014, principalmente devido (i) a um aumento de 48,0% no volume de gás canalizado distribuído para clientes industriais e (ii) ao ajuste de 6,0% na tarifa em março de 2015.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais. As receitas relacionadas a nossos ativos e passivos financeiros setoriais caíram 17,0%, ou R$ 175,7 milhões, de R$ 1.033,9 milhões em 2014 para R$ 858,2 milhões em 2015.Em 2015, começamos a amortizar nossos ativos financeiros setoriais que refletiam nossas revisões tarifárias diferidas de

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2014 e 2013.

Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão. Em 2016, nós revisamos nossa política contábil e reclassificamos os ganhos referentes ao “Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão” de Receita Financeira para Receita Operacional, por acreditarmos que isso reflete uma abordagem contábil mais apropriada e compatível para o segmento de distribuição. Essa reclassificação resultou em uma atualização das Demonstrações de Resultados dos exercícios encerrados em 2014 e 2015. Um montante de R$ 217,7 milhões foi reclassificado de Receita Financeira para Receita Operacional em 2015 e um montante de R$ 77 milhões foi reclassificado em 2014.

Outras Receitas Operacionais. As outras receitas operacionais aumentaram 36,4%, ou R$ 25,2 milhões, para R$ 94,5 milhões em 2015, comparado a R$ 69,3 milhões em 2014, devido principalmente à não recorrência, em 2015, da aplicação do PIS e COFINS a algumas outras receitas operacionais.

Custos e despesas operacionais

Nossos custos consolidados de vendas e serviços prestados aumentaram 4,5%, ou R$ 560,5 milhões, passando de R$ 12.351,4 milhões em 2014 para R$ 12.911,9 milhões em 2015 (incluindo os valores reconhecidos como outras despesas operacionais). Apresentamos abaixo os principais fatores do aumento de nossos custos operacionais de vendas e serviços:

● Energia Elétrica Comprada para Revenda. Nossos custos de energia adquirida para revenda aumentaram 18,7%, ou R$ 952,3 milhões, para R$ 6.032,9 milhões em 2015, comparado a R$ 5.080,6 milhões em 2014. Esse aumento deveu-se de forma mais significativa: (a) ao efeito da desvalorização do real sobre os custos de energia comprada de Itaipu, que aumentaram em média 109,6%, de R$ 739,0 milhões em 2014 para R$ 1.567,8 milhões em 2015; (b) a um aumento de 14,6% no custo médio de energia adquirida no mercado regulado; e (c) à não recorrência de pagamentos obtidos da Conta CDE e da Conta ACR, que totalizaram R$ 1.253,4 em 2014. Isso foi parcialmente compensado pela recuperação de custos de R$ 134,6 milhões de acordo com o novo mecanismo de alocação de risco hidrológico descrito na seção “Histórico da Legislação do Setor”.

● Encargos de Uso da Rede Elétrica. As despesas incorridas para o uso da principal rede de distribuição e transmissão aumentaram 139,0%, ou R$ 535,0 milhões, para R$ 919,8 milhões em 2015, comparado a R$ 384,8 milhões em 2014, devido principalmente (a) ao aumento de cobranças dos ESS, que são custos compartilhados relacionados à geração termelétrica imposta em 2015 pelo ONS como resultado das fracas condições hidrológicas, (b) ao efeito da desvalorização do real sobre os custos da transmissão de energia de Itaipu, que apresentou um aumento médio de 23,5%, de R$ 67,3 milhões em 2014 para R$ 84,3 milhões em 2015, e (c) a um aumento de 15,9% nas tarifas de transmissão.

● Provisões e Reversões. As despesas com reservas e provisões caíram 82,5%, ou R$ 992,9 milhões em 2015, para R$ 210,8 milhões em 2015, comparado a R$ 1.203,7 milhões em 2014, como resultado da (a) não recorrência do reconhecimento de R$ 807,3 milhões da perda do valor recuperável de ativos de geração (principalmente a UHE Colíder) em 2014, (b) reversão das cobranças de perda do valor recuperável registradas em 2014, totalizando R$ 66,0 milhões, e (c) reversão de provisões relacionadas ao litígio com a Ivaí Engenharia de Obras S.A., totalizando R$ 209,9 milhões.

● Gás Natural e Insumos para a Operação de Gás. As despesas relacionadas a compras de gás natural caíram 20,0%, ou R$ 293,7 milhões, para R$ 1.176,1 milhões em 2015, comparado a R$ 1.469,8 milhões em 2014 como resultado da redução da geração pela Usina Termelétrica Araucária.

● Pessoal e Administradores. As despesas com pessoal e gestão aumentaram 11,0%, ou R$ 116,1 milhões, para R$ 1.168,9 milhões em 2015, comparado a R$ 1.052,8 milhões em 2014, devido

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principalmente a aumentos salariais de 9,9% em outubro de 2015 e 7,5% em outubro de 2014.

● Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia. Essas despesas aumentaram 32,2%, ou R$ 48,5 milhões, para R$ 199,3 milhões em 2015, comparado a R$ 150,8 milhões em 2014, refletindo um aumento na alíquota de ICMS Estadual aplicável aos custos de aquisição de matérias-primas em 2015, que aumentou de 12% para 18%.

● Custos de Construção. Os custos de construção caíram 2,7%, ou R$ 34,9 milhões, totalizando R$ 1.251,0 milhões em 2015, comparado a R$ 1.285,9 milhões em 2014. Essa redução deveu-se principalmente à diminuição dos investimentos em infraestrutura, refletindo a conclusão de alguns projetos pela Copel Distribuição em 2014 e 2015.

● Plano Previdenciário e Assistencial. As despesas com Planos de Saúde e Pensão aumentaram 26,1%, ou R$ 52,7 milhões, para R$ 254,3 milhões em 2015, comparado a R$ 201,6 milhões em 2014.

● Materiais. As despesas com materiais e suprimentos aumentaram 3,1%, ou R$ 2,3 milhões, para R$ 76,7 milhões em 2015, comparado a R$ 74,4 milhões em 2014.

● Serviços de Terceiros. As despesas com serviços de terceiros aumentaram 22,4%, ou R$ 95,0 milhões, totalizando R$ 519,5 milhões em 2015, comparado a R$ 424,5 milhões em 2014, devido principalmente a maiores despesas relacionadas (a) à manutenção do sistema elétrico e (b) ao desenvolvimento de software de comunicação, processamento e transmissão de dados.

● Outros Custos e Despesas. Outros custos e despesas aumentaram 8,5%, ou R$ 33,5 milhões, para R$ 426,1 milhões em 2015, comparado a R$ 392,6 milhões em 2014. Esse aumento deveu-se principalmente a perdas decorrentes da (a) venda e desmobilização de ativos e (b) baixa de alguns ativos de nossa concessionária de distribuição.

Resultado de Equivalência Patrimonial

Os ganhos de capital de associadas e joint ventures totalizaram R$ 92,5 milhões em 2015, uma redução de 42,2%, em comparação a R$ 159,9 milhões em 2014, principalmente devido ao maior resultado de equivalência patrimonial registrado em nossas joint ventures em 2015, especialmente atribuível (i) perdas líquidas reconhecidas pela SPE Matrinchã e Guaraciaba, como resultado da baixa de ativos financeiros relacionados com a reclassificação contábil de juros sobre a dívida devida por esses SPEs (R$ 104,1 milhões), e perdas líquidas de R$ 17,1 milhões na SPE Guaraciaba e R$ 6,4 milhões na SPE Transmissora Sul Brasileira, compensado pelo resultado líquido positivo referente a: (i) receita de R$ 34,7 milhões da Sanepar; (ii) receita de R$ 24,8 milhões da Dominó Holdings; (iii) receita de R$ 14,3 milhões da Integração Maranhense; (iv) receita de R$ 13,1 milhões do Marumbi; (v) receita de R$ 12,0 milhões de Foz do Chopim Energética; (vi) receita de R$ 8,6 milhões do Caiuá e (vii) receita de R$ 7,5 milhões da Costa Oeste.

Resultados Financeiros

Reconhecemos R$ 328,6 milhões em prejuízo financeiro prejuízo financeiro líquido em 2015, comparado a uma receita financeira líquida de R$ 53,6 milhões em 2014. O prejuízo financeiro registrado em 2015 é principalmente atribuível a (a) um aumento nos encargos da dívida relacionados a duas novas emissões de debêntures em 2015, bem como nos ajustes da inflação e das taxas de juros e (b) aumento da variação cambial sobre a compra de eletricidade de Itaipu, devido ao efeito da desvalorização do real em relação ao dólar norte-americano. Esse prejuízo foi parcialmente compensado (a) pelo aumento nos ajustes inflacionários sobre contas a receber com relação à nossa concessão de distribuição e nossa Conta CRC e (b) pelos juros de mora aplicados a recebíveis em atraso devidos por Clientes Cativos. Os resultados financeiros também foram impactados pela reapresentação da demonstração de resultado, devido à reclassificação do valor justo do ativo indenizável da concessão. Um montante

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de R$ 217,7 milhões foi reclassificado da receita financeira para a receita operacional em 2015 enquanto R$ 77 milhões foi reclassificado em 2014. Essas reclassificações não tiveram impacto no lucro líquido.

Imposto de Renda e Contribuição Social

Em 2015, reconhecemos despesas com imposto de renda e contribuição social de R$ 532,2 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 29,6% em nosso lucro antes dos impostos. O aumento da nossa taxa efetiva de imposto de renda em 2015 em comparação a 2014 deveu-se principalmente ao efeito sobre os saldos fiscais diferidos de valores de investimento negativos na Usina Termelétrica de Araucária em 2014, bem como o aumento em 2015 na diferença entre lucro real e lucro presumido reservado em nossas empresas controladas. Em 2014, reconhecemos despesas com imposto de renda e contribuição social de R$ 522,0 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 28,1% em nosso lucro antes dos impostos.

LIQUIDEZ E RECURSOS DE CAPITAL

Nossas principais necessidades de capital e liquidez são financiar a expansão e melhoria de nossa infraestrutura de transmissão e distribuição e a expansão de nossas instalações de geração. Nós acreditamos que nossos níveis de capital de giro são suficientes para atender às nossas necessidades atuais e as dos próximos 12 meses. Também utilizamos o caixa para, principalmente, pagamento de dividendos e serviço de dívida. Os investimentos de capital totalizaram R$ 3.651,2 milhões em 2016 e R$ 2.439,3 milhões em 2015. A tabela seguinte apresenta nossas aplicações de capital para os períodos indicados. Nossos investimentos estão focados em projetos localizados no Brasil.


2016 2015 2014

(milhões de R$ )

Geração e transmissão¹ 2.129,5 948,5 758,4

Distribuição 777,1 656,4 857,7

Telecomunicações 193,8 105,7 107,5

Investimentos de associadas e joint ventures 503,1 654,4 739,5

Usina Termelétrica de Araucária 20,4 3,7 32,7

Compagas 25,8 69,6 79,1

Elejor 1,5 1,3 0,5

Total 3.651,2 2.439,3 2.575,4

¹ Considera o investimento em projetos 100% Copel GeT.

Nossos investimentos totais de capital orçados para nossas subsidiárias integrais em 2017 são de R$ 2.034,9 milhões, dos quais:

● R$ 570,3 milhões são para investimentos em geração e transmissão, R$ 24,1 milhões para a construção da UHE Colíder, e R$ 20,5 milhões para a construção da Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu;

● R$ 629,6 milhões são para investimentos em distribuição;

● R$ 164,3 milhões são para investimentos em nossa unidade de telecomunicações;

● R$ 653,9 milhões são para a construção dos nossos parques eólicos, incluindo R$ 638,6 milhões de Cutia;

● R$ 16,8 milhões são destinados aos novos negócios e outros, incluindo R$ 12,1 milhões da Paraná Gás.

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Os investimentos de capital orçados por nossas companhias subsidiárias em 2017 são apresentados abaixo:

● Compagas: R$ 25,7 milhões;

● Araucária: R$ 2,8 milhões; e

● Elejor: R$ 13,6 milhões.

Historicamente, temos financiado nossa liquidez e necessidades de capital principalmente com recursos propiciados por nossas operações e mediante financiamento externo. Nossas atividades operacionais foram nossa principal fonte de recursos em 2016. O caixa líquido gerado pelas nossas atividades de financiamento foi de R$ 535,6 milhões 2016 comparado com R$ 1.371,5 milhões em 2015. Os recursos líquidos proporcionados por nossas atividades operacionais foram de R$ 1.476,8 milhões em 2016, contra R$ 1.320,7 milhões em 2015. Em 2017, esperamos financiar nossa liquidez e nossos requisitos de capital principalmente com dinheiro fornecido por nossas operações e através de financiamento do BNDES e do mercado de capitais brasileiro.

Como nos anos anteriores, tencionamos fazer investimentos significativos em períodos futuros para expandir e atualizar nosso negócio de geração, transmissão e distribuição. Além disso, podemos buscar investir em participações em outras companhias elétricas existentes, em serviços de comunicações ou em outras áreas, que podem exigir financiamento doméstico e internacional adicional. A nossa capacidade de gerar recursos suficientes para atender a nossas aplicações planejadas depende de uma variedade de fatores, incluindo nossa capacidade de manter níveis adequados de tarifas, de obter as autorizações legais e ambientais necessárias, de ter acesso a mercados de capitais domésticos e internacionais e de uma série de contingências operacionais e outras. Prevemos que nosso caixa fornecido pelas operações possa ser insuficiente para satisfazer esses gastos de capital planejados, e que possamos precisar de um financiamento suplementar proveniente de fontes como o BNDES e o mercado de capitais brasileiro.

As regulamentações da ANEEL exigem aprovação prévia da ANEEL para qualquer transferência de fundos de nossas subsidiárias sob a forma de empréstimos ou adiantamentos. A aprovação da ANEEL não é necessária para dividendos em dinheiro, desde que os dividendos não excedam um limite de dividendos (“Limiar de Dividendos”) igual ao que for maior: lucro líquido ajustado ou reservas de receita disponíveis para distribuição. O Limiar de Dividendo é estabelecido pelo Direito Societário Brasileiro.

Os dividendos em dinheiro que recebemos de nossas subsidiárias têm sido historicamente suficientes para satisfazer as nossas necessidades de fluxo de caixa sem exceder o Limiar de Dividendo. Como resultado, não procuramos obter a aprovação da ANEEL para receber empréstimos ou adiantamentos de nossas subsidiárias ou dividendos em dinheiro de nossas subsidiárias que excedam o Limiar de Dividendo. Não esperamos que essas restrições sobre empréstimos e adiantamentos e sobre dividendos em dinheiro superiores ao Limiar de Dividendo tenham impacto sobre nossa capacidade de cumprir as nossas obrigações pecuniárias, uma vez que esperamos que os dividendos em dinheiro abaixo do Limiar de Dividendo seja suficiente no futuro.

Como outras companhias estatais, estamos sujeitos a certas restrições do CMN quanto à nossa capacidade de obter financiamentos de instituições financeiras nacionais e internacionais. As restrições do CMN podem limitar nossa capacidade de ter acesso a financiamentos bancários, mas não afetam a nossa capacidade de acessar os mercados de capitais brasileiro e internacional, e não restringem nosso acesso aos financiamentos bancários com o objetivo de rolar ou refinanciar a dívida.

Nossos empréstimos e financiamentos totais (incluindo debêntures) em 31 de dezembro de 2016 eram de R$ 8.837,1 milhões. Aproximadamente R$ 90,5 milhões do endividamento total em 31 de dezembro de 2016 eram expressos em dólares americanos. Para mais informações sobre os termos e as condições desses empréstimos e financiamentos, incluindo uma referência às suas datas de vencimento específicas e estrutura de taxa de juros, ver Notas 23 e 24 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Não estamos sujeitos à sazonalidade em relação aos nossos requisitos de empréstimos. Nossos principais contratos de empréstimos e financiamentos são:

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Banco do Brasil:

● Devemos R$ 1.475,4 milhões ao Banco do Brasil (não incluindo as debêntures listadas acima), que foram emprestados para pagar debêntures emitidos em 2002, 2005 e 2006 e por meio de linha de crédito fixa assinada em setembro de 2010.

Debêntures:

● Em outubro de 2012, a Copel Distribuição emitiu R$ 1.000,0 milhões em debêntures não conversíveis de cinco anos, todas subscritas pelo Banco do Brasil S.A. Essas debêntures possuem uma taxa de juros equivalente ao CDI+0,99% a.a., com pagamentos de juros semestrais. Em 31 de dezembro de 2016, registramos um saldo total de R$ 511,5 milhões de dívida relacionada com essa emissão;

● Em junho de 2013, a Compagas emitiu R$ 62,6 milhões de debêntures simples, não conversíveis em ações, de série única, do tipo flutuante, emissão privada, com taxa de juros igual a TJLP + 2,7% ao ano, com prazo de cinco anos e pagamento de juros trimestrais. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo total de R$ 38,0 milhões em dívida em relação a essas debêntures;

● Em setembro de 2013, a Elejor emitiu R$ 203,0 milhões em debêntures não conversíveis, com taxa de juros de 101,0% do CDI por ano, com prazo de cinco anos e pagamento mensal de juros. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo total de R$ 71,0 milhões de dívida em aberto relacionado a essas debêntures;

● Em maio de 2014, a Copel Holding emitiu R$ 1.000 milhões de debêntures não conversíveis, com uma taxa de juros de 111,5% do CDI a.a., vencimento de cinco anos e pagamento de juros semestralmente. Em 31 de dezembro de 2016, registramos um saldo total em aberto de R$ 1.017,1 milhões;

● Em maio de 2015, a Copel GeT emitiu R$ 1.000,0 milhões em debêntures não conversíveis de cinco anos, com uma taxa de juros de 113% ao ano da variação do CDI e pagamento de juros em uma base anual. Em 31 de dezembro de 2016, nós tínhamos um saldo total de R$ 1.094,7 milhões da dívida a pagar relativa a estas debêntures;

● Em outubro de 2015, a Copel Telecom emitiu R$ 160,0 milhões em debêntures não conversíveis em ações de dez anos. Essas debêntures possuem uma taxa de juro igual ao IPCA + 7,96% ao ano, com carência de cinco anos e pagamento de juros em uma base anual. Em 31 de dezembro de 2016, nós tínhamos um saldo total de R$ 174,2 milhões da dívida a pagar relativa a estas debêntures;

● Em março de 2016, os parques eólicos Nova Asa Branca I, Nova Asa Branca II, Nova Asa Branca III, Nova Eurus IV e Ventos de Santo Uriel emitiram R$ 300,8 milhões em debêntures não conversíveis, com prazo de vencimento de 16 anos e pagamento mensal de juros. A taxa de juros do índice TJLP + 2,02% ao ano é aplicável a R$ 147,6 milhões e o índice IPCA + 9,87% ao ano é aplicável a R$ 153,2 milhões. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo devedor total de R$ 295,2 milhões relacionado a essas debêntures;

● Em abril de 2016, a Compagas emitiu R$ 33,6 milhões em debêntures simples, não conversíveis em ações, de uma única série, do tipo flutuante, emissão privada, com taxa de juros igual a TJLP + 2,17% ao ano, com prazo de cinco anos e pagamento de juros trimestrais. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo total de R$ 23,8 milhões em dívida com essas debêntures;

● Em julho de 2016, a Copel GeT emitiu R$ 1.000,0 milhões em debêntures não conversíveis com prazo de três anos, com taxa de juros de 121% do índice CDI por ano e pagamento anual de juros.

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Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo devedor total de R$ 1.060,6 milhão relacionado a essas debêntures; e

● Em outubro de 2016, a Copel Distribuição emitiu R$ 500,0 milhões de debêntures não conversíveis, com taxa de juros de 124% do índice CDI por ano, com prazo de vencimento de três anos e pagamento anual de juros anualmente. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo devedor total de R$ 504,7 milhões.

BNDES

● Em dezembro de 2013, recebemos a aprovação de financiamento do BNDES para a UHE Colíder no valor total de R$ 1.041,2 milhões. Em 31 de dezembro de 2013 havíamos recebido R$ 840,1 milhões deste valor, com o restante a ser desembolsado de acordo com o cronograma de construção. Além disso, a BNDES aprovou um financiamento para a subestação de transmissão Cerquilho III no valor de R$ 17,6 milhões, que foi liberado em uma única parcela. Em 31 de dezembro de 2016, o saldo total em aberto dos dois contratos totalizava R$ 939,0 milhões;

● O BNDES forneceu empréstimo à Copel de R$ 339,0 milhões para financiar a construção da Usina Hidrelétrica de Mauá. A Usina de Mauá pertence ao Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, no qual a Copel tem participação de 51,0%, e a Eletrosul, de 49,0%. O BNDES está financiando 50,0% do valor do empréstimo, e o Banco do Brasil S.A. está financiando os outros 50,0%. Todas as receitas dessa usina servirão de garantia ao BNDES e ao Banco do Brasil até pagamento integral do empréstimo. Em 31 de dezembro de 2016, o total agregado era de R$ 257,4 milhões em dívidas em aberto para com o BNDES e o Banco do Brasil relativas a esse projeto;

● Registramos R$ 49,3 milhões de dívida em aberto com a Eletrobras (i) referente a usina de Salto Caxias e (ii) segundo programas do governo para financiar projetos de distribuição;

● Em dezembro de 2011, obtivemos um financiamento junto ao BNDES, no montante de R$ 44,7 milhões, para a construção da Linha de Transmissão Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste, por um período de 14 anos. Em 31 de dezembro de 2016, o total agregado era de R$ 30,5 milhões em dívida em aberto;

● Em março de 2012, celebramos um contrato de financiamento com o BNDES no valor total de R$ 282,1 milhões para a construção dos Parques Eólicos GE Farol, Ge Boa Vista, GE São Bento do Norte e GE Olho D'Água, com prazo de 16 anos. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um total de R$ 271,0 milhões em dívida

● Em setembro de 2012, celebramos um contrato de financiamento com o BNDES no valor total de R$ 73,1 milhões para a construção da PCH Cavernoso II. Em 31 de dezembro de 2016, registramos uma saldo total de R$ 59,5 milhões de dívida em aberto relacionada com este contrato;

● Em dezembro de 2014, celebramos um contrato de financiamento com o BNDES de benfeitorias no sistema de distribuição da região metropolitana de Curitiba. Levantamos um financiamento de R$ 139,1 milhões em dezembro de 2014 e em 31 de dezembro de 2016, registramos uma saldo total em aberto de R$ 105,5 milhões; e

● Em junho de 2015, celebramos um contrato de financiamento com o BNDES no valor total de R$ 124,0 milhões para a construção do Parque Eólico Santa Helena e Santa Maria. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo total de R$ 114,1 milhões de dívida em aberto relacionado a este contrato.

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FINEP

● Em julho de 2012, a Copel Telecomunicações assinou contrato de empréstimo no valor de R$ 52,2 milhões para financiar parcialmente o projeto BEL (Banda Extra Larga). Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo remanescente total de R$ 22,0 milhões.

Notas Promissórias

● Em dezembro de 2015, a Copel GeT emitiu R$ 500,0 milhões de notas promissórias com taxa de juros de 117% do índice CDI por ano, com prazo de dois anos. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos um saldo devedor total de R$ 581,9 milhões.

Somos parte em diversas ações judiciais que poderiam ter impacto adverso relevante sobre nossa liquidez em caso de julgamentos que nos sejam adversos. Além disso, estamos questionando determinação da ANEEL que nos obrigaria a pagar montantes adicionais por energia que adquirimos para revenda durante o período de racionamento em 2001 e no primeiro trimestre de 2002. Também estamos envolvidos em diversas ações judiciais, incluindo o questionamento da legalidade de certos tributos federais que nos foram cobrados, alegações de consumidores industriais de que certos aumentos nas tarifas de eletricidade entre março e novembro de 1986 seriam ilegais, e várias pretensões trabalhistas. Essas contingências são descritas em “Item 8. Informações Financeiras – Ações Judiciais”. Se quaisquer dessas ações forem julgadas contra nós individual ou coletivamente, elas poderão ter efeito adverso relevante sobre nossa liquidez e nossa condição financeira.

OBRIGAÇÕES CONTRATUAIS

Na tabela abaixo apresentamos algumas obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2016 e o período em que elas vencem.

Pagamentos devidos por período

Total Menos de um

ano 1 a 3 anos

3 a 5 anos

Mais de 5 anos

(milhões de R$ ) Obrigações contratuais: Empréstimos e financiamentos(1) 5.273,9 1.843,2 1.387,0 487,0 1.556,7 Debêntures(2) 6.305,3 1.574,3 2.859,8 1.287,3 583,9

Fornecedores(3) 1.292,4 1.252,1 39,5 0,8 - Obrigações de compra(4) 116.320,9 4.626,9 9.062,3 8.624,0 94.007,7 Encargos de concessão(5) 2.217,7 66,8 143,5 156,8 1.850,6 Eletrobras– Itaipu(6) 8.889,4 1.086,4 2.527,0 2.577,9 2.698,1 Parcela na Receita Federal do Brasil(7) 225,6 64,1 142,4 19,1 -

Benefícios pós-emprego(8) 7.750,7 467,5 977,4 918,6 5.387,2

Passivos Financeiros Setoriais(9) 309,5 164,9 144,6 - -

Total 148.585,4 11.146,2 17.283,5 14.071,5 106.084,2

___________ (1) Inclui encargos financeiros conforme estabelecido em contrato ou escritura no montante de R$ 1.420,4 milhões. Para mais detalhes, ver

Nota 23 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas. (2) Inclui encargos financeiros conforme estabelecido em contrato ou escritura no montante de R$ 1.647,3 milhões. Para mais detalhes, ver

Notas 24 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas. (3) Consiste principalmente em energia elétrica comprada de leilões – CCEAR com vencimento inferior a 30 dias em gás fornecido pela

Petrobras para a Usina Termelétrica de Araucária. (4) Consiste em compromissos vinculantes de compra de energia. Inclui atualização monetária pelo IPCA e pelo IGP-M (PPAs com terceiros). (5) Pagamentos ao governo federal em razão do contrato de concessão das instalações da Elejor, Mauá, Colíder, Cavernoso, Apucaraninha,

Chopim I, Chaminé, Rio Jordão e Baixo Iguaçu. Inclui juros e são atualizados monetariamente pelo IPCA, à exceção de Elejor, que é atualizada pelo IGP-M.

(6) Inclui expectativa de variação cambial. (7) Referente ao IR e Contribuição Social da Copel Geração e Transmissão de 2014.Inclui juros e atualização monetária pela SELIC. (8) Para maiores detalhes, vide Nota 25 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas. (9) Para maiores detalhes, vide Nota 9 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

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Também estamos sujeitos a riscos relativos a questões tributárias, trabalhistas e civis e registramos

provisões para um passivo acumulado de ações judiciais relativas a essas questões de R$ 1.241,3 milhões em 31 de dezembro de 2016. Para maiores informações, vide “Item 8. Informações Financeiras - Ações Judiciais” e as Notas 17 e 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

AJUSTES FORA DO BALANÇO PATRIMONIAL

Não fizemos nenhum ajuste fora do balanço patrimonial que tenham ou razoavelmente possam ter efeito presente ou futuro sobre nossa condição financeira, nossas receitas ou despesas, os resultados operacionais, nossa liquidez e nossos investimentos ou recursos de capital e que sejam relevantes para os investidores.

Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados

Somos dirigidos por:

● Um Conselho de Administração, que pode ser composto por sete ou nove membros, atualmente com nove membros; e

● Uma Diretoria, composta por seis membros.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

O Conselho de Administração se reúne todo mês ordinariamente. É necessária a presença da maioria dos membros do Conselho de Administração para que a reunião seja realizada, e as decisões são tomadas pelo voto majoritário dos presentes à reunião. Para obter informações adicionais, consulte o item 10. “Estatuto Social”. Os membros do Conselho de Administração são eleitos para mandatos de dois anos e podem ser reeleitos. Dos nove membros atuais do Conselho de Administração:

● sete são eleitos pelos acionistas controladores;

● um é eleito pelos acionistas minoritários; e

● um é eleito pelos nossos empregados.

O membro de nosso Conselho de Administração eleito pelos acionistas não controladores tem o direito de vetar (desde que com a devida justificativa) a nomeação do auditor independente feita pela maioria dos membros do Conselho de Administração.

O Governo do Paraná e o BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (“BNDESPAR”), atuando por meio da Companhia e da Paraná Investimentos S.A., são partes num acordo de acionistas datado de 22 de dezembro de 1998, aditado em 29 de março de 2001, vencendo em 21 de dezembro de 2018(“Acordo de Acionistas”). O BNDESPAR é uma subsidiária integral do BNDES. Sob o Acordo de Acionistas, as partes concordam em exercer seus direitos de voto de modo que:

● o Governo do Paraná indique cinco membros do Conselho de Administração; e

● o BNDESPAR indique dois membros do Conselho de Administração.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, os acionistas minoritários têm direito de indicar e remover um membro do Conselho de Administração, em eleição separada, quando tais acionistas minoritários (i) possuírem pelo menos 15% das ações com direito a voto da companhia ou (ii) possuírem pelo menos 10% das ações

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sem direito a voto e em circulação da companhia.

O mandato dos atuais membros do Conselho de Administração expira em abril de 2017. Os atuais membros do Conselho de Administração são os seguintes:

Nome Cargo Desde

Fernando Xavier Ferreira Presidente 2015

Antonio Sergio de Souza Guetter Membro do Conselho de Administração 2017

Marlos Gaio Membro do Conselho de Administração 2015

Mauro Ricardo Machado Costa Membro do Conselho de Administração 2015

José Richa Filho Membro do Conselho de Administração 2011

Carlos Homero Giacomini Membro do Conselho de Administração 2011

Hélio Marques da Silva Membro do Conselho de Administração 2015

Sandra Guerra Membro do Conselho de Administração 2016

Sergio Eduardo Weguelin Vieira Membro do Conselho de Administração 2016

Abaixo são apresentados breves currículos de cada um dos membros do Conselho de Administração:

Fernando Xavier Ferreira. O Sr. Ferreira tem 68 anos de idade e é formado em Engenharia Elétrica, opção Telecomunicações pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro - PUC/RJ (1971), e Management Training Course pela School of Business Administration da Western Ontario University (Canadá) (1982). Sr. Ferreira é Presidente do nosso Conselho de Administração desde abril de 2015. O Sr. Ferreira é membro do Conselho Superior Estratégico da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo – Fiesp; membro do Conselho de Administração do Centro Educacional João Paulo II; do Conselho da Associação Amigos do Hospital das Clínicas; e membro do Conselho de Administração de várias outras empresas. O Sr. Ferreira foi Diretor Presidente da Telecomunicações do Paraná S.A. - Telepar; Diretor Geral brasileiro da Itaipu Binacional, do Grupo Telefônica no Brasil e Telecomunicações Brasileiras S.A. – Telebras. O Sr. Ferreira também foi Secretário Executivo no Ministério de Comunicações e professor de Microondas e Eletromagnetismo do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Paraná. O Sr. Ferreira também foi membro do Comitê Latino-Americano da Bolsa de Valores de Nova York - NYSE (EUA) e Presidente do Conselho Superior de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo – Fiesp. O Sr. Ferreira foi indicado pelo Governo do Paraná.

Antonio Sergio de Souza Guetter. O Sr. Guetter tem 56 anos. Ele possui pós-graduação em Finanças pela Wharton School (2012) e pela Universidade de Nova York (2001); pós-graduação em Gestão e Planejamento pela Drexel University of Philadelphia (2000); pós-graduação em Qualidade pela União Japonesa de Cientistas e Engenheiros - JUSE (1999); pós-graduação em Marketing e Gestão Estratégica pela Universidade do Texas (1998); também fez um MBA Executivo em Administração de Empresas pela PUC / ISAD (1998) e em Finanças pela ISPG (1997). É formado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Paraná - UFPR (1986) e atualmente é Diretor Presidente da Companhia Paranaense de Energia - Copel. Anteriormente, atuou como Diretor Presidente da Copel Distribuição S.A. (2016-2017), Superintendente da Coordenação de Integridade Corporativa da Copel (2015), Diretor de Finanças e de Relações com Investidores da Copel (2014), Diretor de Finanças da Copel Geração e Transmissão S.A., da Copel Participações S.A., da Copel Telecomunicações S.A., da Copel Distribuição S.A. e da Copel Renováveis S.A. (2014), Diretor Presidente da Copel Renováveis S.A. (2014), Presidente da Fundação Copel de Assistência e Previdência Social (2013) e Diretor de Gestão e Previdência Social da Fundação Copel de Assistência e Previdência Social (2011-2012).

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Marlos Gaio. O Sr. Gaio tem 42 anos de idade. É advogado com especialização em Planejamento Tributário pelo Instituto Internacional de Educação e Gerência – IEGE (2004) e em Direito Empresarial pela Pontifícia Universidade Católica do Paraná – PUC (2002). O Sr. Gaio é membro de nosso Conselho de Administração desde abril de 2015. Atualmente, é sócio fundador e Diretor da Gaio & Flor Junior Advogados Associados (2001-presente); e sócio fundador e Administrador da FBG Participações e Administração de Imóveis Ltda. (2010-presente). Anteriormente, ocupou cargos importantes ao longo de toda a sua carreira profissional: membro da Comissão de Governança nas Empresas de Controle Estatal do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa – IBGC (2008-2009); membro do Conselho de Administração da Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. – Elejor (2007-2008); Presidente do Conselho Deliberativo da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social (2006-2010); Superintendente da Secretaria da Administração Societária da Copel (2005-2011); tendo realizado atividades jurídicas em diversas áreas da Copel.

Mauro Ricardo Machado Costa. O Sr. Costa tem 55 anos de idade e possui pós-graduação em Administração de Empresas e em Administração Pública pela Fundação Getúlio Vargas – FGV (1988) e é formado em Administração de Empresas pelo Centro Universitário de Brasília – Uniceub (1981-1984). O Sr. Costa é membro de nosso Conselho de Administração desde fevereiro de 2015, membro de nosso Comitê de Auditoria desde abril de 2015 e, atualmente, é Secretário da Fazenda do Estado do Paraná, Presidente do Conselho de Administração da Agência de Fomento do Paraná, Presidente do Conselho de Administração do Serviço Social Autônomo PARANACIDADE, Presidente do Conselho de Administração da Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar, membro do Conselho de Administração da Companhia de Habitação do Paraná – Cohapar e membro do Conselho de Administração da Agência Paraná de Desenvolvimento – APD. Anteriormente, Sr. Costa foi Secretário Municipal do Tesouro de Salvador; auditor fiscal da Receita Federal; Secretário da Fazenda do Estado de São Paulo (2007-2010); Secretário de Finanças da Prefeitura de São Paulo (2005-2006 e 2011-2012); Diretor Presidente da Fundação Nacional de Saúde - Funasa; Presidente da Companhia de Saneamento de Minas Gerais - Copasa; e dirigente da Zona Franca de Manaus – Suframa. O Sr. Costa foi indicado pelo Governo do Paraná.

José Richa Filho. O Sr. Richa Filho tem 52 anos. É graduado em Engenharia Civil pela Universidade Católica do Paraná - PUC (1987) e possui pós-graduação em Gestão Pública pela Sociedade Paranaense de Ensino e Informática – SPEI (2006). O Sr. José Richa é membro de nosso Conselho de Administração desde janeiro de 2011 e membro e especialista financeiro de nosso Comitê de Auditoria desde março de 2011. Atualmente, é presidente do Conselho de Administração da Paraná Edificações, membro do Conselho de Administração da Agência Paraná de Desenvolvimento – APD, Secretário de Infraestrutura e Logística do Estado do Paraná e membro do Conselho de Administração do Departamento de Trânsito do Paraná – Detran-PR. Anteriormente, o Sr. José Richa foi Presidente do Conselho de Administração da Estrada de Ferro Oeste PR – Ferroeste (2012-2014), membro do Comitê Deliberativo e do Comitê Gestor do programa Paraná Competitivo (2013-2014), membro do Conselho de Administração da Companhia de Informática do Paraná – Celepar (2011-2013), Secretário de Administração do Município de Curitiba (2005-2010), Diretor Administrativo e Financeiro da Agência de Fomento do Paraná S.A. (2003-2004) e Diretor Administrativo e Financeiro do Departamento de Estradas de Rodagem – DER-PR (2000-2002). O Sr. Richa Filho foi indicado pelo Governo do Paraná.

Carlos Homero Giacomini. O Sr. Giacomini tem 62 anos. Possui mestrado em Saúde Pública pela Universidade Estadual de Londrina – UEL (1994); especialização em Pediatria, com residência no Hospital Evangélico de Curitiba (1982); e graduação em Medicina pela Faculdade Evangélica de Medicina do Paraná (1980). O Sr. Giacomini é membro de nosso Conselho de Administração desde julho de 2011 e Presidente de nosso Comitê de Auditoria desde fevereiro de 2012. Também trabalha como médico na Secretaria de Saúde do Estado do Paraná e na Secretaria de Saúde do Município de Curitiba. Anteriormente, o Sr. Giacomini foi Secretário Municipal de Planejamento e Gestão da Prefeitura de Curitiba (2009-2012), Presidente do Imap Curitiba (2005-2012), Secretário Municipal de Recursos Humanos do Município de Curitiba (1999-2002), Presidente do Instituto de Previdência dos Servidores do Município de Curitiba – IPMC (1999), Diretor de Planejamento e Superintendente no Instituto Municipal de Administração Pública – Imap (1997-1998) e Diretor do Hospital Oswaldo Cruz (1985-1986). O Sr.

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Giacomini foi indicado pelo Estado do Paraná.

Hélio Marques da Silva. O Sr. Silva tem 55 anos de idade. Possui especialização em Direito Aplicado pela Escola da Magistratura do Paraná – Núcleo Maringá (2011); é formado em Direito pelas Faculdades Maringá (2010); é técnico em Eletrônica pelo Colégio Poli, Maringá – PR (1993) e em Eletrotécnica pelo Colégio Poli, de Maringá – PR (1993). O Sr. Silva é membro de nosso Conselho de Administração desde abril de 2015 e é Técnico Industrial de Eletrotécnica na Copel desde julho de 1993. Ocupou diversos cargos na Companhia ao longo de sua carreira, como Técnico de Manutenção (1993-2005); Mecânico de Manutenção (1993); Mecânico Assistente (1991-1993); e Guarda de Segurança (1987-1991).

Sandra Guerra. A Sra. Guerra tem 62 anos de idade. É mestre em Administração de Empresas pela Universidade de São Paulo (2009) e formada em Jornalismo (1977) pela Universidade Paulista. É membro do Conselho de Administração desde outubro de 2016. Atualmente, atua como membro do Conselho de Administração da Vix Logística S.A. (desde 2015) e é também Sócia Diretora da Better Governance Consulting Services (desde 2005). Anteriormente foi membro do Conselho de Administração de diversas empresas, quais sejam: International Integrated Reporting (2012-2016), Grupo Solvi (2011-2013), Coteminas S.A. (2007-2012), International Corporate Governance Network - ICGN (2001-2004), Mundomedia S.A. (2000-2002), Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC (1995-2001); Membro: do Nomination Committee (2012-2015) no ICGN, do ICGN Principles Revision Committee (2009), dos Congressos Anuais ICGN (2007-2009), do ICGN Award Committee (2006-2007), Membro: do Comitê Internacional (2009-2012), do Comitê de Governança Corporativa (2008) e do Comitê de Certificação (2008-2009) no IBGC; Coordenadora: do Comitê de Organização e Pessoas do Grupo Itapemirim (2010-2013), da Companies Circle Governança Corporativa na América Latina (2005-2012), do Congresso Anual ICGN, no Rio de Janeiro (2002-2004), do Comitê 10 anos IBGC 10 (2005) e do Comitê do Congresso Anual (2001-2003-2007); Presidente do Award Committee do ICGN (2008-2010); Membro do Conselho Consultivo do Grupo Itapemirim (2009-2013) e da InVent (2002-2003); Diretora de Marketing da CPM S.A. (2000-2005); Gerente Nacional do Institute for International Research do Brasil - IIR (1996-1999); Sócia e Consultora Sênior da Paradygma Marketing e Comunicação (1991-1996); Sócia-Diretora da Mútua Assessoria de Comunicação (1982-1991); Jornalista em emissoras de rádio e televisão (1975-1987) Atuou ainda como Presidente do Conselho de Administração do IBGC (2012-2016). Foi indicada pelo BNDESPAR.

Sergio Eduardo Weguelin Vieira. O Sr. Vieira tem 62 anos. É mestre em Economia Política (1982) pela New School for Social Research de Nova Iorque e graduado em Economia (1979) pela Universidade Cândido Mendes do Rio de Janeiro. É membro de nosso Conselho de Administração desde outubro de 2016. Anteriormente foi sócio da BRZ Investimentos (2013-2015), Diretor Executivo da Comissão de Valores Mobiliários - CVM (2004-2008), superintendente na área ambiental (2009-2013), Diretor do departamento de mercado e capitais e do Departamento de Pesquisa e Desenvolvimento (2000-2004) no BNDES e superintendente no BNDESPAR (1995-2000). Ainda foi membro do Conselho de Administração de várias entidades, incluindo a Amata e o Terminal de Granéis de Santa Catarina - TGSC, do Comitê de Sustentabilidade da Fibria e da Câmara de Derivativos da BM&FBovespa. Atuou também como representante do Projeto “Excelência Brasileira em Transações de Valores - Melhores”, iniciativa da CVM, do Banco Central do Brasil, da BM&FBovespa e da Anbid. Além disso, foi Diretor de Investimentos da Fundação de Assistência e Previdência Social do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Fapes (2015-2016). Foi indicado pelo BNDESPAR.

DIRETORIA

A Diretoria da Copel se reúne a cada quinze dias e é responsável por sua administração cotidiana. Cada Diretor possui também responsabilidades individuais estabelecidas pelo nosso Regimento.

De acordo com nosso Estatuto, a Diretoria consiste de seis membros. Os Diretores são eleitos pelo Conselho de Administração para mandatos de três anos, mas podem ser destituídos pelo Conselho de Administração

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a qualquer tempo. Pelo Acordo de Acionistas, o BNDESPAR tem direito de indicar um membro da Diretoria. O mandato dos atuais membros da Diretoria expira em dezembro de 2017. Os atuais membros da Diretoria são:

Nome Cargo Desde

Antonio Sergio de Souza Guetter Diretor Presidente 2017

Gilberto Mendes Fernandes Diretor de Gestão de Negócios 2015

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Diretor de Finanças e de Relações com Investidores 2015

Jonel Nazareno Iurk Diretor de Desenvolvimento de Negócios 2013

Cristiano Hotz Diretor Jurídico e de Relações Institucionais 2015

Fabio Malina Losso Diretor de Governança, Riscos e Compliance 2016

Abaixo são apresentadas breves descrições biográficas de cada um de nossos atuais diretores.

Antonio Sergio de Souza Guetter. O Sr. Guetter é nosso Diretor Presidente desde 23 de março de 2017. Para informações biográficas sobre o Sr. Guetter, vide “Conselho de Administração”.

Gilberto Mendes Fernandes. O Sr. Fernandes tem 60 anos de idade. Ele é especializado em Planejamento Estratégico pela Fundação Dom Cabral (2001); e possui formação como Técnico em Eletrônica pelo Centro Federal de Educação Tecnológica do Paraná - Cefet/Paraná (1975). O Sr. Fernandes é atualmente o Diretor de Gestão Empresarial da Companhia Paranaense de Energia – Copel; membro do Conselho de Administração da Carbocampel - S.P.E. Copel/Cambuí, desde abril de 2014; membro do Conselho de Administração da CS Bioenergia - S.P.E. Cattalini/Sanepar, desde maio de 2015; membro do Comitê Técnico de Assessoramento do Conselho de Administração da Sanepar, desde novembro de 2013; membro do Conselho Deliberativo da Usina a Gás de Araucária - UEGA, desde fevereiro de 2012; e membro do Conselho Diretor do Consórcio Cruzeiro do Sul - Hidrelétrica Mauá, desde agosto de 2013. O Sr. Fernandes ocupou cargos importantes ao longo de sua carreira profissional: Diretor Adjunto da Copel Participações S.A., nosso Diretor de Meio Ambiente e Cidadania Empresarial (2012-2013); Consultor da TV SBT Rio de Janeiro (2002-2010); Diretor Técnico do Grupo Paulo Pimentel (1989-2002), entre outros.

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani. O Sr. Sebastiani tem 57 anos. Sr. Sebastiani é formado em Economia pela Universidade Federal do Paraná – UFPR (1984) e pós-graduação em Teoria Econômica pela Universidade Estadual de Campinas – UNICAMP (1988). Atualmente, o Sr. Sebastiani é Diretor de Finanças e de Relações com Investidores da Companhia Paranaense de Energia – Copel; Diretor de Finanças da Copel Distribuição S.A. – Copel DIS, Diretor de Finanças da Copel Comercialização S.A. – Copel COM, Diretor de Finanças da Copel Geração e Transmissão S.A. – Copel GeT e Diretor de Finanças da Copel Renováveis S.A. – Copel REN. Ocupou cargos importantes ao longo de sua carreira profissional, como Secretário da Fazenda do Estado do Paraná (2014); membro do Conselho de Administração da Copel (2014); Diretor De Finanças e de Relações com Investidores da Copel (2013-2014), Chefe da Casa Civil do Governo Estadual do Paraná (2012); membro do Conselho Fiscal da Copel (2011-2012); membro do Conselho Fiscal da Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar (2011-2012); Secretário de Estado da Administração e da Previdência do Paraná - SEAP (2011-2012); Secretário Municipal de Finanças de Curitiba (2005-2010); membro do Conselho de Administração da Companhia de Habitação de Curitiba - Cohab - CT (2005-2010); Diretor de Transportes e Presidente do Conselho de Administração da Urbanização de Curitiba S.A. - Urbs (2005); Conselheiro e representante do Estado do Paraná no Conselho Federal de Economia - Cofecon,onde foi Presidente da Comissão de Orçamento (2001-2002); e líder do Conselho Regional de Economia do Paraná - Corecon-PR.

Jonel Nazareno Iurk. O Sr. Iurk tem 62 anos e possui mestrado em Ciência do Solo e Gestão de Bacias

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Hidrográficas pela Universidade Federal do Paraná (2005), especialização em Gestão e Engenharia Ambiental pela Universidade Federal do Paraná (1999), e bacharelado em Matemática (1975) e Engenharia Civil (1978) pela Universidade Estadual de Ponta Grossa. Atualmente, o Sr. Iurk é Diretor de Desenvolvimento de Negócios da Companhia Paranaense de Energia – Copel, Membro do Conselho de Administração da Copel Geração e Transmissão S.A. e Membro do Conselho de Administração da Copel Renováveis S.A. Anteriormente foi Presidente do Conselho de Administração da Copel Telecomunicações S.A.; Presidente do Conselho de Administração da Copel Renováveis S.A.; nosso Diretor de Meio Ambiente e Cidadania Corporativa (2012-2013); Secretário do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Estado do Paraná (2011-2013); Diretor Técnico da ECOBR – Engenharia e Consultoria Ambiental (2002-2010); Superintendente do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – Ibama no Estado do Paraná (1995-1999); Coordenador de Saneamento Ambiental da Coordenação da Região Metropolitana de Curitiba – Comec (1994); e Engenheiro de Desenvolvimento Operacional e Coordenador de Saneamento Rural e Estudos Ambientais da Sanepar (1992-2002).

Cristiano Hotz. O Sr. Hotz tem 44 anos de idade e é formado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Paraná – PUC/PR (1999), com curso de especialização em Lei Constitucional pela ABDConst - Curitiba – PR (2008). Atualmente, Sr. Hotz é Diretor Jurídico e de Relações Institucionais da Companhia Paranaense de Energia – Copel. Sr. Hotz teve cargos importantes durante toda sua carreira profissional: presidente do Conselho de Administração da Copel Distribuição S.A.; presidente do Conselho de Administração da Copel Participações S.A.; membro do Conselho de Administração da Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. (2014); membro suplente do Conselho de Administração da Dominó Holdings S.A. (2014); assessor do governador do Estado do Paraná (2011-2014); membro da Comissão do Direito Eleitoral da Ordem dos Advogados do Brasil do Estado do Paraná (OAB/PR) (2011-2014); membro suplente do Conselho Fiscal da Fomentos Paraná - Agência de Fomento do Paraná (2011); professor de Direito Eleitoral da Escola Superior de Advocacia (ESA - OAB/PR) (2006-2008); Procurador-Geral da cidade de Pontal do Paraná, Estado do Paraná (2005); Assessor Especial da Secretaria de Finanças de Curitiba (2002-2004); Chefe de Gabinete da Secretaria de Governo da Prefeitura de Curitiba (2000-2002); membro fundador do Instituto Paranaense de Direito Eleitoral - Iprade; presidente do 6o Turma de Julgamento do Tribunal de Ética e Disciplina da OAB/PR; membro da Câmara Especial de Julgamento do Tribunal de Ética e Disciplina da OAB/PR; e membro do Grupo de Pesquisa de Mestrado em Direito Comercial e Cidadania da Unicuritiba: responsabilidade cível e ambiental a partir da perspectiva cível e constitucional.

Fabio Malina Losso. O Sr. Losso tem 43 anos de idade. Ele tem pós-doutorado em Políticas Públicas pela Harris School of Public Policy em 2013, Doutorado em Direito Civil pela Universidade de São Paulo em 2008 e graduado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Paraná em 1999. Atualmente é Diretor de Governança, Riscos e Compliance da Copel, sócio e advogado da Losso Advogados Associados (desde 1999), membro fundador do “Harris Council” da Universidade de Chicago (desde 2015) e membro e presidente do International Council of the Dean of the School of Public Politics da Universidade de Chicago (desde 2014). Anteriormente, atuou como Presidente liquidante do Banco de Desenvolvimento do Paraná S.A. - Badep (2011-2013), fundador e conselheiro do Fundo Especial de Segurança Pública do Estado do Paraná - Funesp (2012-2013), secretário geral do Conselho Estadual do Trânsito do Estado do Paraná (2012-2013), professor convidado para mestrado e doutorado da Universidade de Chicago, além de cursos de pós-graduação da Universidade Positivo, UniCuritiba e FAAP.

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CONSELHO FISCAL

Temos um Conselho Fiscal permanente, que geralmente se reúne mensalmente. O Conselho Fiscal se compõe de cinco membros efetivos e cinco suplentes, eleitos pelos acionistas na Assembleia Geral Ordinária, com mandato de um ano. O Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores externos da Copel, é responsável por:

● examinar e dar parecer sobre as Demonstrações financeiras da Companhia a nossos acionistas;

● emitir pareceres especiais sobre mudanças no capital social, orçamento da Companhia, propostas de distribuição de dividendos e reestruturação organizacional; e

● em geral fiscalizar as atividades da administração da Copel e dar parecer sobre elas aos acionistas.

A tabela a seguir lista os membros e suplentes atuais do Conselho Fiscal, indicados na 61ª Assembleia Geral Ordinária em 28 de abril de 2016 e cujos mandatos vencem em abril de 2017.

Nome Desde Vago – Presidente - Georg Hermann Rodolfo Tormin 2015 Nelson Leal Junior 2015 Massao Fabio Oya 2015

João Carlos Flor Junior 2015

Suplentes Osni Ristow 2011 Roberto Brunner 2011 Gilmar Mendes Lourenço 2013

Aurelio Belarmino Barbosa 2015 Vinícius Flor 2016

COMITÊ DE AUDITORIA

De acordo com a Norma 10A-3 do Securities Exchange Act e nosso Estatuto Social, temos um Comitê de Auditoria composto de pelo menos três membros de nosso Conselho de Administração, com mandato de dois anos, podendo ser reeleitos. De acordo com o regimento do Comitê de Auditoria, os membros do Comitê de Auditoria são indicados por deliberação do Conselho de Administração e podem por ele ser substituídos. Desde 30 de abril de 2015, os membros do Comitê de Auditoria são os Srs. José Richa Filho, Carlos Homero Giacomini e Mauro Ricardo Costa. Todos os membros do Comitê de Auditoria são membros de nosso Conselho de Administração. O Comitê de Auditoria é responsável por ajudar a preparar nossas demonstrações financeiras, assegurando o cumprimento de todas as exigências legais relacionadas com as obrigações de divulgação, monitorando o trabalho dos auditores independentes e de nossa equipe encarregada da auditoria interna da Companhia e revisando a eficácia dos procedimentos e pessoal de controle interno e gerenciamento de riscos.

Sob a legislação societária brasileira, a função de contratar auditores independentes é reservada ao conselho de administração das empresas. Assim, nosso Conselho de Administração atua como nosso Comitê de Auditoria, conforme especificado pela Seção 3(a)(58) do Securities Exchange Act, para fins de aprovação, caso a caso, de

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qualquer convocação de nossos auditores independentes para realizar para nós ou nossas subsidiárias qualquer auditoria ou serviços de outra natureza. Exceto nesses aspectos, nosso Comitê de Auditoria é comparável com os comitês de auditorias de empresas dos Estados Unidos e realiza as mesmas funções desses comitês.

REMUNERAÇÃO DOS CONSELHEIROS, DIRETORES, MEMBROS DO CONSELHO FISCAL E MEMBROS DO COMITÊ DE AUDITORIA

De acordo com a legislação brasileira, a remuneração total do Conselho de Administração, da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal é estabelecida anualmente pela Assembléia Geral de Acionistas. Conforme a Seção 162 da Lei das Sociedades por Ações, a remuneração dos membros do conselho fiscal deve ser igual ou superior a 10% da remuneração média paga aos membros do nosso Conselho de Administração (excluindo benefícios e planos de participação nos lucros, se aplicável). Finalmente, cada um dos membros do nosso comitê de auditoria são remunerados mensalmente ao montante equivalente a 50% da remuneração dos membros do Conselho de Administração.

Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016, o valor total da remuneração paga por nós aos membros de nosso Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal foi de R$ 8,8 milhões, sendo 78,6% para a Diretoria, 15,5% para nosso Conselho de Administração e 5,9% para nosso Conselho Fiscal, conforme aprovado em nossa 61ª Assembléia Geral Ordinária realizada em 28 de abril de 2016.

A tabela a seguir mostra detalhes adicionais sobre a remuneração paga aos membros de nosso Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal referente ao final de cada período indicado.

Remuneração (R$ mil) nos exercícios encerrados em 31 de Dezembro

Conselho de Administração Diretoria Conselho Fiscal

Área 2016 2015 2014 2016 2015 2014 2016 2015 2014

Número de membros(1) 9 9 7 6 6 6 5 5 5

Salário 1.159,6 955,5 860,8 6.417,9 6.507,9 6.438,4 505,1 544,0 494,1

Participações em comitês(2) 180,6 160,2 173,3 - - - - - -

Outros(3) 23,5 22,5 33,8 483,0 491,7 493,5 11,1 15,9 16,9

Total 1.363,7 1.138,2 1.067,9 6.900,9 6.999,6 6.931,9 516,2 559,9 511,0 (1) O número de membros corresponde à média mensal dos membros dividida por 12 meses. (2) Refere-se ao Comitê de Auditoria. (3) Refere-se à Contribuição Previdenciária, Plano de Assistência para todos os membros e Subsídio de Representação para Diretores Executivos.

Não possuímos contratos de prestação de serviço com nossos diretores prevendo benefícios ao término do emprego. Não possuímos um plano de opção de ações para nossos conselheiros, diretores ou empregados.

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EMPREGADOS

Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos 8.531 empregados, contra 8.628 empregados em 31 de dezembro de 2015 e 8.592 empregados em 31 de dezembro de 2014. Incluindo os empregados da Compagas, da Elejor e da UEG Araucária (companhias em que possuímos participação majoritária), tínhamos 8.716 empregados em 31 de dezembro de 2016.

A tabela seguinte mostra o número de empregados e o desdobramento dos empregados por categoria de atividade nas datas indicadas para cada área de nossas operações:

Em 31 de dezembro

Área 2016 2015 2014

Geração e transmissão 1.680 1.568 1.554

Distribuição 6.022 6.032 6.071

Telecomunicações 660 621 601

Staff corporativo e pesquisa e desenvolvimento 69 347 329

Outros empregados 100 60 37

Total de empregados das subsidiárias integrais da Copel 8.531 8.628 8.592

Compagas 162 162 160

Elejor 7 7 7

Araucária 16 16 13

Total 8.716 8.813 8.772

Todos os nossos empregados são cobertos por acordos coletivos de trabalho que renegociamos anualmente com os sindicatos representativos das várias categorias profissionais. Em 2016, negociamos e assinamos acordos trabalhistas com os sindicatos que representam nossos empregados, com vigência a partir de outubro de 2016, por um período de um ano. Concordamos em reajustar os salários em 9,15% em 2016 em relação aos salários de 2015.

Fornecemos uma série de benefícios a nossos empregados. O mais significativo é o patrocínio, pela Companhia, da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social (a “Fundação Copel”), que suplementa a aposentadoria concedida pelo governo federal e os benefícios na área de saúde disponíveis para nossos empregados. Em 31 de dezembro de 2016, aproximadamente 99% dos nossos empregados tinham optado por participar de um plano de contribuição definida.

De acordo com a legislação federal e a nossa política de remuneração, nossos empregados participam de um plano de participação nos lucros. A quantia, estabelecida mediante acordo entre nós e uma comissão de empregados, está sujeita à aprovação do Conselho de Administração e dos acionistas. O recebimento de participação nos lucros pelos empregados está condicionado à consecução de certos objetivos descritos no acordo mencionado acima, confirmados em nossas demonstrações financeiras publicadas ao fim do exercício. O montante de distribuições de participação nos lucros reservado e aprovado para o exercício fiscal de 2016 (incluindo Compagas) foi de R$ 64,8 milhões. O montante de distribuições de participação nos lucros provisionado e aprovado para o exercício fiscal de 2015 (incluindo a Compagas) foi de R$ 78,5 milhões. Os termos do acordo de participação nos lucros estão atualmente sendo revisados e renegociados para anos futuros.

Em 01 de agosto de 2016, lançamos um novo programa de incentivo à aposentadoria (“PDI”), no qual um empregado que trabalhou pelo menos 20 anos na Copel e tinha ao menos 50 anos de idade poderia participar. O prazo para a adesão a esse programa (ainda vigente) é 120 dias a contar do primeiro dia do mês imediatamente seguinte à data em que o empregado satisfaça simultaneamente os requisitos de: (i) ter 55 anos de idade e ter obtido

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o benefício de aposentadoria; ou (ii) ter 55 anos de idade e ter a soma do tempo mínimo de contribuição mais a idade de acordo com as normas do Instituto Nacional da Segurança Social (“INSS”). Após a adesão ao PDI, o prazo para demissão é de até 12 meses.

Em 31 de dezembro de 2016, 236 funcionários haviam ingressado no programa e 57 foram demitidos no âmbito do programa, totalizando R$ 8,6 milhões em remuneração por benefícios/indenização por rescisão de contratos de trabalho.

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PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA

Em 31 de março de 2017, nossos conselheiros e diretores, coletivamente, detinham, direta ou indiretamente, menos de 1,0% de nossas ações de qualquer classe.

A tabela a seguir demonstra o número de ações detidas por conselheiros, diretores e membros dos conselhos fiscais em 31 de março de 2017:

Quantidade de ações

Ordinárias Classe A Classe B

Membros do Conselho de Administração

Fernando Xavier Ferreira 1 - -

Antonio Sergio de Souza Guetter 1 - -

Mauro Ricardo Machado Costa 1 - -

José Richa Filho 1 - -

Sergio Eduardo Weguelin Vieira 1 - -

Sandra Maria Guerra De Azevedo 1 - -

Carlos Homero Giacomini 1 - -

Marlos Gaio 100 - -

Hélio Marques da Silva 1 - -

Diretores

Antonio Sergio de Souza Guetter - - - Gilberto Mendes Fernandes - - - Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani - - - Cristiano Hotz - - - Jonel Nazareno Iurk - - -

Fabio Malina Losso - - -

Paulo Cesar Krauss - - -

Membros do Conselho Fiscal

Joaquim Antonio Guimarães de Oliveira Portes - - - George Hermann Rodolfo Tormin - - - Nelson Leal Junior - - - Massao Fabio Oya - - - João Carlos Flor Junior - - -

Membros do Conselho Fiscal - Suplentes

Osni Ristow - - -

Roberto Brunner - - -

Gilmar Mendes Lourenço - - -

Aurelio Belarmino Barbosa - - - Vinícius Flor - - -

Não dispomos de nenhum plano de incentivos baseado em ações para funcionários.

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Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas

ACIONISTA MAJORITÁRIO

Desde 1954, o Estado do Paraná possui a maioria das nossas ações ordinárias e exerce o controle da Copel. Em 31 de dezembro de 2016, o Estado do Paraná detinha diretamente 58,6% das ações ordinárias, e o BNDESPAR detinha direta e 26,4% das ações ordinárias. O Estado do Paraná não tem nenhum direito de voto diferente, porém, contanto que detenha a maioria de nossas Ações Ordinárias, terá o direito de eleger a maioria de nossos conselheiros. A tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade das ações ordinárias da Copel em 31 de dezembro de 2016.

Acionista Ações ordinárias (milhares) (% do total) Estado do Paraná 85.029 58,6 BNDESPAR 38.299 26,4 Eletrobras 1.531 1,1 Em circulação - ADSs 1.205 0,8 Em circulação - BM&FBovespa 18.632 12,9 Outros 335 0,2 Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto (1) - –

Total 145.031 100,0 ____________ (1) Nossos conselheiros e diretores detêm um total de 108 ações ordinárias.

A tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade de nossas ações classe B em 31 de dezembro de 2016:

Acionista Ações Classe B (milhares) (% do total) Estado do Paraná – – BNDESPAR 27.282 21,3

Eletrobras – –

Negociadas como ADSs 33.958 26,4

Negociadas na BM&FBOVESPA 66.918 52,2

Outros 138 –

Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto – –

Total 128.296 100,0

Em 31 de março de 2017, 4,4% das ações ordinárias e 26,6% das ações classe B pertenciam a 293 portadores registrados na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia – CBLC (a “CBLC”) como residentes nos Estados Unidos. Na mesma data, as ADRs representavam 0,8% das ações ordinárias e 25,3% das ações preferenciais classe B; juntas, representavam aproximadamente 12,3% de nosso capital social total. Até março de 2017, nossos acionistas haviam votado a conversão de 51.664 ações classe A em ações classe B. Nos últimos três exercícios sociais, não tivemos nenhuma variação no valor de nosso capital social emitido, na quantidade de ações ou nos direitos a voto de nossas ações.

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Acordo de Acionistas

Sob o Acordo de Acionistas, o Estado do Paraná não poderá aprovar, sem autorização prévia do BNDESPAR, as seguintes matérias:

● reforma de nosso Estatuto;

● redução ou aumento de nosso capital social;

● mudança em nosso objeto social;

● criação de uma nova classe de nossas ações preferenciais;

● emissão de títulos conversíveis em nossas ações ou opções de compra para nossas ações;

● agrupamento ou desdobramento de ações emitidas;

● constituição de reservas, fundos ou provisões contábeis que afetem os direitos e interesses dos acionistas minoritários;

● liquidações ou reestruturações societárias voluntárias;

● fusão, cisão, transformação, transferência ou aquisição de participações em outras companhias;

● criação de subsidiárias integrais;

● adoção de política em relação aos acionistas minoritários em caso de fusão, cisão e transferência de controle da Copel; e

● redução de dividendos obrigatórios.

TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Realizamos transações, incluindo venda de energia elétrica, com nossos principais acionistas e com nossas coligadas. As tarifas que cobramos sobre a energia elétrica vendida a nossas partes relacionadas são aprovadas pela ANEEL, e os montantes não são significativos.

Transações com Acionistas

Segue abaixo um resumo das transações mais significativas com nossos principais acionistas:

Governo do Estado do Paraná

O Estado do Paraná possui 58,6% de nossas Ações Ordinárias. Possuíamos um crédito a receber do governo do Estado do Paraná referente ao Acordo da CRC no valor de R$ 1.522,7 milhões em 31 de dezembro de 2016. O crédito é remunerado com juros à taxa anual de 6,65% e ajustado de acordo com o índice de inflação IGP-DI. Registramos receita de juros e variação monetária a receber do Governo do Estado do Paraná sob a Conta de CRC no valor de R$ 188,9 milhões em 2016. Para maiores informações, ver “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras – Visão Geral – Impacto da CRC”.

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Também contamos com um montante a receber de R$ 115,9 milhões referente ao Programa Luz Fraterna, programa que permite ao Estado do Paraná custear as faturas de energia dos clientes inscritos na Tarifa Social de Eletricidade, desde que o consumo não exceda 120 kWh. Para obter mais informações, consulte a nota 37 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Também tínhamos montantes a pagar de ICMS de R$ 113,8 milhões em 31 de dezembro de 2016. Despesas com ICMS totalizaram R$ 4,1 bilhões em 2016.

BNDES e BNDESPAR

O BNDESPAR é uma subsidiária integral do BNDES, detém 26,4% de nossas ações ordinárias e tem o direito de nomear dois membros de nosso Conselho de Administração. O BNDES concedeu empréstimos à Copel para financiar a construção das instalações de geração e transmissão.

Em 31 de dezembro de 2016, o total de R$ 2.049,7 milhões era devido ao BNDES sob esse instrumento.

Fundação Copel

A Fundação Copel é um fundo de pensão fechado, patrocinado pela Copel, Compagas e outras entidades, que opera planos de benefícios, previdência e assistência social. Em 2016, a Copel fez pagamentos à Fundação Copel a título de: (i) aluguel, no valor de R$ 13,5 milhões, e (ii) despesas com os planos previdenciário e assistencial, no valor de R$ 259,8 milhões.

Transações com Coligadas

Dona Francisca Energética S.A.

Possuímos 23,0% do total das ações emitidas e em circulação da Dona Francisca Energética S.A. Tínhamos contas a pagar no valor de R$ 1,4 milhões em 31 de dezembro de 2016.

Até março de 2015, tínhamos um contrato de compra de energia com a DFESA no valor anual de R$ 81,3 milhões, de acordo com o qual a Copel Geração e Transmissão adquiriu 100% da energia assegurada da DFESA. Em abril de 2015, assinamos um novo contrato de compra de energia de dez anos com a DFESA, avaliado em R$ 17,0 milhões anuais, de acordo com o qual a Copel Geração e Transmissão adquire 23,03% da energia assegurada da DFESA (proporcionalmente à participação da Copel).

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Possuímos 49,0% do total do capital social da Voltalia São Miguel do Gostoso I S.A. Em 14 de maio de 2015, foi assinado um contrato entre nós e a Voltalia São Miguel do Gostoso Participações S.A., com efeito retroativo para 6 de fevereiro de 2015, dentro do limite de R$ 29,4 milhões mais IOF, com prazo de dois anos e remuneração de 111,5% do CDI e com a finalidade de proporcionar capital de giro para financiar as atividades e os negócios de Voltalia São Miguel do Gostoso I S.A. Partindo do valor-limite aprovado, Voltalia utilizou R$ 23,7 milhões.

Em dezembro de 2016, tínhamos um valor a receber de R$ 29,0 milhões referente a este contrato de empréstimo.

Voltalia São Miguel do Gostoso A I Participações S.A. liquidou o contrato de empréstimo em fevereiro de 2017.

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Item 8. Informações Financeiras

Vide páginas F-1 a F-137.

AÇÕES JUDICIAIS

Estamos atualmente sujeitos a diversos processos de natureza civil, administrativa, trabalhista e tributária. Nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas apenas incluem provisões para perdas e gastos prováveis e razoavelmente estimáveis a que podemos estar sujeitos em relação a litígios pendentes. Em 31 de dezembro de 2016, as provisões para tais riscos eram de R$ 1.241,3 milhões, que acreditamos serem suficientes para cobrir perdas prováveis e razoavelmente estimáveis no caso de decisões judiciais desfavoráveis nos processos em que somos parte, mas não podemos assegurar que essas provisões serão suficientes.

Em 31 de dezembro de 2016, estimamos que o valor total de ações contra nós, excluindo-se disputas envolvendo ações não monetárias ou ações que não podem ser avaliadas na sua fase atual, classificadas como perda possível, era aproximadamente R$ 2.559,8 milhões, dos quais R$ 423,5 milhões correspondem a ações trabalhistas, R$ 23,6 milhões como benefícios ao empregado, R$ 765,9 milhões como ações regulatórias, R$ 594,2 milhões para ações civil e R$ 752,6 milhões para ações tributárias. Para mais informações, vide Nota 30 das demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Determinações da ANEEL

Estamos questionando uma determinação da ANEEL que nos obrigaria a reconhecer, em nosso passivo circulante em 31 de dezembro de 2016, aproximadamente R$ 2.322,7 milhões relacionados à energia adquirida de Itaipu durante o período de racionamento em 2001, quando houve uma diferença significativa entre o preço de compra de energia de Itaipu e da energia vendida no mercado cativo. Nossa administração acredita ser remoto o risco de incorrermos em perdas resultantes da decisão final dessa disputa, de modo que não fizemos nenhuma provisão relacionada a essa questão. No entanto, podemos ser obrigados a contribuir com os valores devidos por outras empresas de energia em outras ações semelhantes, e em 31 de dezembro de 2016 tínhamos provisão de R$ 49,7 milhões para cobrir prejuízos prováveis relativos a essas outras ações.

Ações Relativas a Impostos e Contribuições Sociais

No segundo semestre de 2010, duas ações judiciais foram julgadas pelo Tribunal Regional Federal em favor do governo federal, revertendo julgamento anterior que reconhecia a imunidade da Copel ao pagamento de COFINS. Como resultado deste julgamento, a Receita Federal lavrou auto de infração exigindo o pagamento de COFINS relativo ao período de agosto de 1995 a dezembro de 1996. Em 31 de dezembro de 2016, havíamos provisionado R$ 93,9 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essas ações.

Somos parte em processos administrativos e judiciais em que questionamos exigências das autoridades da Previdência Social para pagarmos contribuições sociais adicionais relativas ao período entre 2000 e 2006. Nessas ações, estimamos que o valor de nossa perda provável seja de R$ 23,3 milhões.

Ações Trabalhistas

Somos réus em várias ações trabalhistas impetradas por empregados atuais ou ex-empregados da Copel, relativas a horas extras, condições perigosas de trabalho, transferências e outras questões. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos uma provisão de R$ 458,9 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essas ações.

Ações Regulatórias

Estamos questionando certas medidas regulatórias e legais relativas às alegações da ANEEL de que violamos os padrões regulatórios. Estabelecemos uma provisão de R$ 68,0 milhões em 31 de dezembro de 2016

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para cobrir perdas prováveis relativa a essas ações.

Outras Ações

Somos parte em várias ações judiciais relativas a acidentes envolvendo equipamentos usados em nossas redes de transmissão e distribuição de eletricidade, acidentes com veículos e ações judiciais para a recuperação de comissões pela Tradener (para mais informações, vide a Nota 30.1.2(e) das demonstrações financeiras consolidadas auditadas). Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos uma provisão de R$ 295,5 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essas ações.

Em razão de ação impetrada em novembro de 2004 pela Ivaí Engenharia de Obras S.A. (“Ivaí”), a Copel foi obrigada a pagar R$ 180,9 milhões com base no pleito da Ivaí de que a remuneração paga pela Copel era insuficiente para cobrir os custos da Ivaí com o projeto do Rio Jordão. Em 20 de outubro de 2016, nosso Conselho de Administração aprovou os termos e condições de acordo judicial para finalmente resolver a ação. O acordo foi celebrado com a Ivaí em 10 de outubro de 2016 e ratificado imediatamente pelo tribunal. Pelo acordo judicial, concordamos em pagar o valor de R$ 152,3 milhões em quinze parcelas mensais, corrigidas por 50% do IPCA mensal do período.

Também somos parte em várias ações impetradas por proprietários de terras cujas propriedades foram afetadas por nossas linhas de transmissão e distribuição. Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos uma provisão de R$ 99,4 milhões para cobrir perdas prováveis relativa a essas ações.

PAGAMENTO DE DIVIDENDOS

De acordo com o nosso Estatuto Social e a Lei das Sociedades Anônimas, pagamos regularmente dividendos anuais para cada exercício fiscal dentro de 60 dias depois de sua declaração na Assembleia Geral Ordinária dos Acionistas. Na medida em que haja valores disponíveis para distribuição, somos obrigados a distribuir como dividendos obrigatórios um valor agregado igual a pelo menos 25,0% do lucro líquido ajustado. Os dividendos são alocados de acordo com a fórmula descrita em “Prioridade de Dividendos das Ações Classe A e Ações Classe B” abaixo. Pela Lei das Sociedades Anônimas brasileira, não podemos suspender o dividendo obrigatório devido com relação às Ações Ordinárias, às Ações Classe A e às Ações Classe B em qualquer exercício. A legislação societária brasileira permite, porém, que uma companhia suspenda o pagamento de todos os dividendos se o Conselho de Administração, com a aprovação do Conselho Fiscal, informar à Assembleia Geral dos Acionistas que a distribuição seria prejudicial à situação financeira da Companhia. Nesse caso, as companhias com ações negociadas em bolsa devem apresentar um relatório à CVM contendo as razões para a suspensão do pagamento de dividendos. Apesar do exposto acima, a Lei das Sociedades Anônimas e nosso Estatuto Social preveem que as Ações Classe A e as Ações Classe B adquirirão direito de voto se suspendermos o pagamento do dividendo obrigatório por mais de três anos consecutivos e que esse direito de voto persistirá até que todos os pagamentos de dividendos, incluindo pagamentos vencidos, tenham sido feitos. Não estamos sujeitos a nenhuma limitação contratual à nossa capacidade de pagar dividendos.

Cálculo do Lucro Líquido Ajustado

Dividendos anuais são descontados de nosso lucro líquido ajustado para o exercício fiscal correspondente. A Lei das Sociedades Anônimas brasileira define “lucro líquido” para qualquer exercício fiscal como o resultado de tal exercício depois da dedução do imposto de renda e das contribuições sociais de tal exercício e depois da dedução de eventuais montantes alocados à participação dos empregados e dos diretores no resultado de tal exercício. O “lucro líquido” para um dado exercício fiscal está sujeito a ajuste pela adição ou subtração de montantes alocados à reserva legal e a outras reservas, resultando no que chamamos de lucro líquido ajustado.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil, devemos manter uma reserva legal, à qual devemos alocar um mínimo de 5% do nosso lucro líquido de cada exercício fiscal até que tal reserva alcance um montante igual a 20,0% de nosso capital acionário (calculado de acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do

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Brasil). Não somos obrigados, entretanto, a alocar quaisquer montantes à nossa reserva legal em exercícios fiscais em que a reserva legal, quando somada às nossas outras reservas de capital estabelecidas, exceder 30,0% de nosso capital total. Os montantes a serem alocados a tal reserva devem ser aprovados por nossos acionistas em assembleia e podem ser usados apenas para o aumento do capital social ou para a compensação de prejuízos.

Em 31 de dezembro de 2016, nossa reserva legal era de R$ 792,7 milhões, ou aproximadamente 10,0% de nosso capital acionário naquela data.

Além da dedução de importâncias para a reserva legal, pela Lei das S.A. o lucro líquido pode também ser ajustado mediante dedução de importâncias alocadas a:

● a reserva de contingências: sob a Lei das S.A., nossa assembleia de acionistas, mediante proposta justificada de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria, pode decidir alocar um percentual de nosso lucro líquido a uma reserva de contingências para perdas previstas e consideradas prováveis em exercícios futuros, cujo valor pode ser estimado;

● a reserva de incentivos fiscais: sob a Lei das S.A., nossa assembleia de acionistas, mediante proposta justificada de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria, pode decidir alocar um percentual de nosso lucro líquido resultante de doações ou subsídios governamentais para fins de investimento.

Por outro lado, o lucro líquido também pode ser aumentado:

● pela reversão de montantes anteriormente alocados a uma reserva de contingências no exercício fiscal em que a perda prevista não ocorre como estimado ou em que a perda prevista ocorre mas é inferior à contingência alocada; e

● por quaisquer montantes incluídos na reserva de lucros não realizados que foram realizados no exercício fiscal em questão e que não foram usados para compensar perdas, conforme aprovado por nossa assembleia de acionistas, mediante proposta de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria.

Além disso, nosso lucro líquido também é ajustado adicionando a realização de valores registrados em "Ajustes de avaliação patrimonial". A conta "Ajustes de avaliação patrimonial " foi criada como resultado da adoção inicial das IFRS pela Copel em 2010, o que causou uma reavaliação do valor justo de certos ativos fixos e a adoção do valor justo como seu "custo atribuído" naquela data. O aumento do custo atribuído aos ativos fixos conduz a um aumento dos custos de depreciação. Desta forma, nossa administração decidiu agregar ao lucro líquido ajustado a realização dos "Ajustes de avaliação patrimonial" para compensar os efeitos do aumento dos custos de depreciação. Este procedimento é autorizado pelo ICPC 10 (Interpretações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis). Em 2016, nosso lucro líquido ajustado utilizado para calcular nossos dividendos foi aumentado em R$ 101,7 milhões em decorrência dessa realização.

Os montantes disponíveis para distribuição são determinados com base em demonstrações financeiras legais preparadas utilizando-se o método exigido pela Lei das S.A. brasileira, que difere de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas incluídas neste Relatório.

Prioridade de Dividendos das Ações Classe A e Classe B

De acordo com o nosso Estatuto, as ações classe A e classe B fazem jus a dividendos anuais mínimos não cumulativos pelo menos 10% maiores que os dividendos por ação pagos aos portadores de ações ordinárias. As ações classe A têm prioridade para recebimento de dividendos sobre as ações classe B, e as ações classe B têm prioridade sobre as ações ordinárias. Na medida em que os dividendos sejam pagos, devem ser pagos na seguinte ordem:

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● primeiro, os portadores de ações classe A têm direito de receber dividendos mínimos iguais a 10% do capital acionário total representado pelas ações classe A existentes ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados;

● segundo, na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos após todos os montantes alocados às ações classe A terem sido pagos, os portadores de ações classe B têm direito de receber dividendos mínimos por ação iguais (i) ao dividendo obrigatório dividido pelo (ii) número total de ações classe B existente ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados; e

● terceiro, na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos após todos os montantes alocados às ações classe A e às ações classe B terem sido pagos, os portadores de ações ordinárias têm direito de receber uma importância por ação igual (i) à distribuição obrigatória dividida pelo (ii) número total de ações ordinárias existente ao final do exercício em relação ao qual os dividendos tenham sido declarados, desde que os portadores de ações classe A e classe B recebam dividendos pelo menos 10% maiores que os dividendos por ação pagos aos portadores de ações ordinárias.

Na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos depois de todos os montantes descritos nos itens precedentes e na forma neles descrita terem sido pagos, tais montantes adicionais deverão ser divididos igualmente entre todos os nossos acionistas.

Pagamento de Dividendos

Somos obrigados a realizar uma assembleia geral ordinária de acionistas até 30 de abril de cada ano, na qual, entre outras matérias, dividendos anuais podem ser declarados por decisão dos acionistas com base em recomendação da Diretoria, aprovada pelo Conselho de Administração. O pagamento de dividendos anuais é baseado nas demonstrações financeiras preparadas para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro. Pela Lei das S.A. brasileira, devemos pagar dividendos aos acionistas registrados dentro de 60 dias após a data da assembleia de acionistas que declarou os dividendos. Uma resolução dos acionistas pode estabelecer outra data de pagamento, que deve ocorrer antes do fim do ano fiscal em que os dividendos foram declarados. Não somos obrigados a ajustar o montante do capital integralizado pela inflação para o período que vai do final do ano fiscal até a data da declaração ou ajustar o montante dos dividendos pela inflação para o período que vai do final do ano fiscal pertinente até a data de pagamento. Em consequência, o montante dos dividendos pagos aos portadores de ações classe B podem ser substancialmente reduzidos devido à inflação.

De acordo com nosso Estatuto, nossa administração pode declarar dividendos intermediários a serem pagos dos lucros em nossas demonstrações financeiras semestrais aprovadas por nossos acionistas. Qualquer pagamento de dividendos intermediários é descontado do dividendo obrigatório relativo ao exercício em que os dividendos intermediários foram pagos.

De acordo com a Lei das S.A. brasileira, podemos pagar juros sobre o capital em vez de dividendos como forma alternativa de efetuar distribuições a acionistas. Podemos tratar um pagamento de juros sobre o capital como despesa dedutível para fins tributários, desde que não exceda o menor entre:

● o produto da (i) taxa de juros de longo prazo (a “TJLP”) multiplicado pelo (ii) patrimônio líquido total (determinado de acordo com a Lei das S.A.) menos certas deduções prescritas pela Lei das S.A.; e

● o maior de (i) 50,0% do lucro líquido corrente (depois da dedução da contribuição social sobre o lucro líquido - CSLL e antes de serem consideradas tais distribuições e quaisquer deduções de imposto de renda corporativo) para o ano em relação ao qual o pagamento é feito ou (ii) 50,0% dos lucros retidos e das reservas de lucros para o ano anterior ao ano em relação ao qual o pagamento é feito.

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Para poder receber montantes remetidos em moeda estrangeira para fora do Brasil, os acionistas que não sejam residentes no Brasil devem registrar-se no Banco Central a fim de receber dividendos, produtos de vendas ou outras importâncias relativas a suas ações. As ações classe B objeto das ADSs são mantidas no Brasil pelo Custodiante, como agente do Depositário, que é o proprietário registrado de nossas ações.

Pagamentos de dividendos em dinheiro e distribuições, se houver, serão efetuados em moeda brasileira ao Custodiante em nome do Depositário, o qual então converterá tais valores em dólares americanos e fará com que esses dólares sejam entregues ao Depositário para distribuição aos portadores de ADSs. No caso de não ser possível ao Custodiante converter imediatamente a importância em moeda brasileira recebida como dividendos em dólares americanos, o montante de dólares americanos devido aos portadores de ADSs pode ser adversamente afetado por desvalorizações da moeda brasileira que ocorram antes de tais dividendos serem convertidos e remetidos. Caso o detentor de uma ADS deixe de recolher os dividendos do Custodiante no prazo de 3 (três) anos, contados a partir da data em que o dividendo tiver sido colocado à disposição, a legislação societária brasileira determina que tais dividendos podem ser devolvidos a nós. Neste caso, o titular de ADS perderá o direito de receber os dividendos.

A tabela abaixo apresenta as distribuições em espécie que pagamos/pagaremos como dividendos e juros sobre o capital próprio nos períodos indicados.

Ano Data de Pagamento Distribuição (em milhares de R$) Pagamento por ação (R$)

Ordinárias Preferencial A Preferencial B

2012 Maio de 2013 268.554 0,93527 2,52507 1,02889

2013 Maio de 2014 560.537 1,95572 2,52507 2,15165

2014 Junho de 2015 622.523 2,17236 2,52507 2,39000

2015 Junho de 2016 326.795 1,13716 2,52507 1,25473

A tabela abaixo apresenta as distribuições em espécie que pagamos como dividendos e juros sobre o capital, convertidas em dólares americanos pela taxa de câmbio do fim do exercício, nos períodos indicados.

Ano Data de Pagamento Distribuição (em milhares de US$) Pagamento por lote de mil ações (US$)

Ordinárias Preferencial A Preferencial B

2012 Maio de 2013 131.419 0,45768 1,23566 0,50349

2013 Maio de 2014 239.280 0,83485 1,07789 0,91849

2014 Junho de 2015 234.366 0,81785 0,95063 0,89978

2015 Junho de 2016 83.691 0,29122 0,64666 0,32133

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Item 9. A Oferta e Listagem

O principal mercado de negócios para as nossas ações (inclusive as ações classe B) é a BM&FBovespa. Em 31 de março de 2017, aproximadamente 3.169 acionistas detinham ações classe B.

A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as nossas ações no mercado da BM&FBovespa, para os períodos indicados.

Preço por Ação

Ordinária Preço por Ação Classe B

Máximo Mínimo Máximo Mínimo

(R$) (R$)

2012 39,00 20,80 48,29 26,40

2013 30,50 20,02 37,01 26,21

2014 27,86 17,18 40,40 23,64

2015 25,20 15,90 36,75 23,60

1º Trimestre 24,37 21,30 34,77 30,75

2º Trimestre 25,20 21,45 36,75 32,48

3º Trimestre 23,88 20,11 36,13 29,30

4º Trimestre 23,25 15,90 34,70 23,60

2016 24,81 12,07 37,20 17,75

1º Trimestre 19,57 12,07 30,39 17,75

2º Trimestre 20,79 15,49 30,66 23,37

3º Trimestre 23,29 19,81 35,37 29,33

4º Trimestre 24,81 18,97 37,20 26,36

Outubro 23,65 20,94 37,20 33,52

Novembro 24,81 19,88 36,49 27,77

Dezembro 20,57 18,97 28,62 26,36

2017, até 17 de abril de 2017 28,46 19,10 35,37 27,20

1º Trimestre 28,46 19,10 35,37 27,20

Janeiro 22,73 19,10 32,33 27,20

Fevereiro 26,40 22,70 34,86 31,85

Março 28,46 24,71 35,37 32,20

2º Trimestre 25,25 23,97 32,27 29,52

Abril 25,25 23,97 32,27 29,52

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Nos Estados Unidos, nossas ações classe B são negociadas na forma de ADSs, cada uma representando uma ação classe B (em razão do grupamento), emitidas pelo Depositário, conforme o Contrato de Depósito entre a Copel, o Depositário e os portadores registrados e usufrutuários ocasionais de ADSs. As ADSs são negociadas na NYSE sob os símbolos “ELP” e “ELPVY”. A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as ADSs na Bolsa de Nova Iorque, para os períodos indicados.

Em dólares americanos

por ADR (ELPVY) Em dólares americanos

por ADS Máximo Mínimo Máximo Mínimo (US$) (US$) 2012 19,81 10,6 26,03 12,75

2013 14,50 9,10 18,05 11,77

2014 12,33 7,43 18,12 9,97

2015 8,92 3,54 13,00 5,87

1º Trimestre 8,92 6,74 13,00 9,88

2º Trimestre 7,99 6,78 11,72 10,29

3º Trimestre 7,64 4,96 11,47 7,63

4º Trimestre 5,99 3,54 9,01 5,98

2016 7,74 2,79 11,78 4,26

1º Trimestre 5,07 2,79 8,43 4,26

2º Trimestre 6,07 4,19 9,40 6,54

3º Trimestre 7,10 5,85 10,99 8,71

4º Trimestre 7,74 5,64 11,78 7,88

Outubro 7,46 6,46 11,78 10,28

Novembro 7,74 5,64 11,47 8,04

Dezembro 6,20 5,68 8,60 7,88

2017, até 17 de abril de 2017 8,62 5,86 11,29 8,92

1º Trimestre 8,62 5,86 11,29 8,92

Janeiro 7,07 5,86 10,26 8,92

Fevereiro 8,54 7,05 11,22 10,16

Março 8,62 7,75 11,29 10,17

2º Trimestre 8,05 7,62 10,28 9,39

Abril 8,05 7,62 10,28 9,39

Em 19 de junho de 2002, nossas ações passaram a ser listadas no Latibex, um mercado europeu para títulos latino-americanos. As ações são negociadas sob o símbolo “XCOP”.

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Item 10. Informações Adicionais

ESTATUTO SOCIAL

Organização

Somos uma companhia de capital aberto devidamente registrada na CVM sob o no. 1431-1. De acordo com o artigo 1º de nosso Estatuto, estamos autorizados a buscar, diretamente ou através de consórcios em ou parceria com empresas privadas, os seguintes objetivos e propósitos:

● pesquisar e estudar, técnica e economicamente, todas as fontes de energia, fornecendo soluções

para o desenvolvimento sustentável;

● pesquisar, estudar, planejar, construir e desenvolver a produção, transformação, transporte, armazenamento, distribuição e comercialização de energia em qualquer de suas formas, principalmente de energia elétrica, assim como combustíveis e matérias primas energéticas;

● estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservatórios, bem como outros empreendimentos para o aproveitamento múltiplo de recursos hídricos;

● fornecer serviços de informações e assistência técnica com relação ao uso racional de energia pelas empresas, com vistas a implementar e desenvolver atividades econômicas consideradas relevantes para o desenvolvimento do Estado; e

● implementar transmissão eletrônica de dados, comunicações eletrônicas, sistemas de telefonia celular e outros empreendimentos que possam ser considerados relevantes para a Companhia e o Estado do Paraná.

Exceto como descrito nesta seção, nosso Estatuto não contém disposições relativas aos deveres, poderes e responsabilidades dos conselheiros e da direção, os quais são estabelecidos pela Lei das Sociedades Anônimas do Brasil.

Qualificação dos Conselheiros

Nosso Estatuto também exige que cada conselheiro seja um acionista da Companhia e cidadão brasileiro e residente no Brasil.

Limitações aos Poderes de Conselheiros e Diretores

Pela Lei das S.A., se um conselheiro ou diretor tiver um conflito de interesses com a companhia em relação a qualquer transação proposta, esse conselheiro ou diretor não pode votar em qualquer decisão do Conselho de Administração ou da Diretoria relativa a essa transação e deve revelar a natureza e a dimensão do interesse em conflito para que sejam transcritas na ata da reunião. Conselheiros e diretores não podem fazer nenhum negócio com uma empresa, incluindo a aceitação de empréstimos, exceto sob termos e condições razoáveis e justos para a Companhia e que sejam idênticos aos termos e condições prevalecentes no mercado ou oferecidos por terceiros. De acordo com nosso Estatuto, os acionistas determinam a remuneração agregada a ser paga aos conselheiros e aos diretores. Para maiores informações, ver o “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados”. Nosso Estatuto não fixa nenhum limite de idade para aposentadoria compulsória.

Conselho de Administração e Diretoria

De acordo com o nosso estatuto social, somos administrados por um Conselho de Administração, composto por sete ou nove membros, além de uma Diretoria, composta por seis membros.

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Nosso Conselho de Administração reúne-se todos mês ordinariamente e é responsável, entre outras coisas, por: (i) estabelecer a nossa estratégia corporativa; (ii) definir a orientação geral dos nossos negócios; (iii) definir as responsabilidades dos membros de nossa Diretoria; e (iv) eleger os membros de nossa Diretoria.

Nossa Diretoria reúne-se a cada duas semanas e é responsável pela administração diária da Companhia. Cada Diretor também tem responsabilidades individuais estabelecidas pelo estatuto social.

Para obter mais informações, consulte o Item 6 “Conselho de Administração e “Diretoria”.

Assembleias Gerais de Acionistas

A convocação de assembleias gerais de acionistas é feita mediante publicação de edital em dois jornais, conforme determinado pela Assembleia Geral de Acionistas anterior. Geralmente, publicamos esse edital no Diário Oficial do Estado - PR e na Folha de Londrina. De acordo com a Lei das S.A. brasileira, as publicações devem ser feitas no jornal oficial do Estado em que se encontra nossa sede, em um jornal de grande circulação localizado na mesma cidade que nossa sede. O edital deve ser publicado pelo menos três vezes, com início pelo menos 30 dias corridos antes da data marcada para a assembleia.

Para que uma assembleia de acionistas seja realizada na primeira convocação, os acionistas que representem pelo menos um quarto do capital votante devem estar presentes, exceto quando previsto de outra forma pela legislação brasileira. Se esse quórum não for verificado, uma segunda reunião poderá ser convocada mediante convocação pelo menos 8 dias corridos antes de tal reunião e de acordo com as mesmas regras de publicação anteriormente descritas. Os requisitos de quórum não se aplicarão a uma segunda reunião, sujeita ao quorum mínimo e requisitos de votação para determinadas questões, conforme discutido abaixo. Um acionista sem direito a voto poderá participar de uma assembleia geral de acionistas e participar da discussão de matérias submetidas à consideração.

Um acionista poderá ser representado em uma assembleia geral por um procurador constituído de acordo com a legislação brasileira aplicável há menos de um ano da data da assembleia. Tal procurador deverá ser acionista ou administrador da companhia, advogado ou instituição financeira.

Direito de Retirada

A Lei das Sociedades Anônimas do Brasil estabelece que, sob certas circunstâncias, um acionista dissidente tem o direito de retirar sua participação acionária em uma companhia e receber um pagamento pela parcela do patrimônio líquido atribuível a sua participação acionária.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, cada ação preferencial de uma classe que seja admitida para negociação nas bolsas de valores brasileiras deve ter certos direitos previstos pelo estatuto da Companhia.

Nosso Estatuto está em conformidade com as diretrizes da Lei das Sociedades Anônimas brasileira, da seguinte maneira: (i) nossas ações classe A terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos de 10% ao ano, pro rata, calculados como porcentagem do capital integralizado representado por tais ações no dia 31 de dezembro do ano fiscal precedente; (ii) nossas ações classe B terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos, pro rata, em montante equivalente a 25,0% de nosso lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 da Lei nº 6.404/76, calculados como proporção do capital integralizado representado por tais ações no dia 31 de dezembro do exercício fiscal precedente; (iii) os dividendos previstos no item “ii” acima para as ações classe B deverão ser pagos apenas com lucros remanescentes após o pagamento dos dividendos prioritários para as ações classe A; e (iv) os dividendos a serem pagos por ação preferencial, independentemente de classe, deverão ser pelo menos 10% maiores que os dividendos pagos por ação ordinária.

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Liquidação

No caso de liquidação da Companhia, após todos os credores terem sido pagos, todos os acionistas participarão igual e proporcionalmente de quaisquer ativos residuais remanescentes.

Responsabilidade dos Acionistas por Novas Chamadas de Capital

Nem a Lei das Sociedades Anônimas brasileira nem o nosso Estatuto dispõem sobre chamadas de capital. A responsabilidade do acionista é limitada ao pagamento do preço de emissão das ações subscritas ou adquiridas.

Direitos de conversão

Nosso estatuto prevê que a única conversão permitida de ações é de ações classe A para ações classe B. Nossas ações não são conversíveis de outra forma.

Forma e Transferência

Nossas ações são mantidas como registro contábil com um agente de transferência (“Agente de Transferência”). Para efetuar transferência de ações, o Agente de Transferência promove uma entrada no registro, com débito para a conta de ações do transferente e crédito para a conta de ações daquele para quem as ações foram transferidas.

As transferências de ações por investidor estrangeiro são feitas da mesma maneira e executadas pelo agente local do investidor em nome do investidor. Contudo, se o investimento original foi registrado no Banco Central de acordo com um mecanismo de investimentos estrangeiros regulamentado pela Resolução 4.373 de 29 de setembro de2014, do Conselho Monetário Nacional (“Resolução 4.373”) como descrito em “Controles de Câmbio” abaixo, o investidor estrangeiro deve declarar a transferência em seu registro eletrônico.

Os acionistas podem escolher, a seu arbítrio individual, manter suas ações por meio da CBLC. As ações são acrescentadas ao sistema da CBLC por intermédio de instituições brasileiras que tenham contas de compensação na CBLC. O nosso registro de acionistas indica quais as ações que estão registradas no sistema da CBLC. Cada acionista participante deve, por sua vez, registrar-se num registro de acionistas usufrutuários mantido pela CBLC e é tratado como os demais acionistas registrados.

Mudanças nos direitos dos acionistas

A Assembleia Geral de Acionistas deverá ser realizada sempre que a Companhia pretenda alterar os direitos dos titulares de nossas ações ordinárias ou preferenciais. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, as alterações propostas deverão ser aprovadas pela maioria dos acionistas que serão afetados. Determinadas alterações relacionadas aos direitos das ações preferenciais, tais como mudanças nas preferências, vantagens ou condições de resgate ou amortização, podem resultar no exercício de direitos de retirada pelos titulares das ações afetadas.

Regulamentos e Restrições relativos a Investidores Estrangeiros

Não há restrições legais quanto à posse de ações ordinárias, ações classe A, ações classe B ou ADSs por investidores estrangeiros.

A capacidade de converter em moeda estrangeira pagamentos de dividendos e produtos de vendas de ações classe B ou direitos de preferência e de remeter essas importâncias para fora do Brasil está sujeita a restrições sob a legislação de investimentos estrangeiros, que geralmente requer, entre outras medidas, o registro do investimento pertinente no Banco Central. Qualquer investidor estrangeiro que se registre na CVM de acordo com a Resolução nº 4.373 do CMN pode comprar e vender títulos mobiliários em bolsas de valores brasileiras sem obter um certificado de registro separado para cada transação.

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O Anexo II da Resolução nº 4.373 do CMN (o “Regulamento do Anexo II”) permite que empresas brasileiras emitam depositary receipts em mercados estrangeiros. O nosso programa de ADS está devidamente registrado no Banco Central e na CVM.

O nosso Estatuto não impõe nenhuma limitação aos direitos de residentes no Brasil ou de não residentes de possuir nossas ações e de exercer os direitos inerentes a elas.

Revelação de Participação Acionária

Os regulamentos brasileiros requerem que qualquer pessoa ou grupo de pessoas representando a mesma participação que tenha atingido direta ou indiretamente uma participação correspondente a 5% ou mais de qualquer classe de ações, ou de direitos sob essas ações, de uma empresa com ações negociadas em bolsa revele sua propriedade acionária ao diretor de relações com investidores, que, por sua vez, fornecerá tal informação à CVM e às bolsas de valores em que as ações são negociadas. Qualquer aumento ou redução subsequente de 5% ou mais na propriedade de ações de qualquer classe deve da mesma forma ser revelado. A mesma obrigação se aplica se qualquer pessoa ou grupo de pessoas detendo uma participação correspondente a 5% ou mais de qualquer classe de ações de uma empresa com ações negociadas em bolsa por qualquer razão deixar de possuir essa participação. Se tal aumento resultar em mudança de controle corporativo ou estrutura administrativa, ou se o aumento impuser uma oferta pública, além de informar o diretor de relações com investidores uma declaração contendo certas informações necessárias deve ser publicada em jornais de ampla circulação no Brasil.

CONTRATOS RELEVANTES

Para informações sobre nossos contratos relevantes, vide “Item 4. Informações sobre a Companhia” e “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras”.

CONTROLES DE CÂMBIO

A propriedade de ações classe A, ações classe B ou ações ordinárias da Companhia por pessoas físicas ou jurídicas domiciliadas fora do Brasil está sujeita a certas condições estabelecidas na legislação brasileira, conforme descrito abaixo.

O direito de converter pagamentos de dividendos e produtos de vendas de títulos mobiliários em moeda estrangeira e remeter tais importâncias para fora do Brasil está sujeito a restrições da legislação brasileira sobre investimentos estrangeiros, a qual geralmente requer, entre outras exigências, que os investimentos em questão tenham sido registrados no Banco Central. Essas restrições à remessa de capital estrangeiro para o exterior podem dificultar ou impedir o Itaú Unibanco S.A. (o “Custodiante”), que age como custodiante para as ações classe B representadas por ADSs, ou portadores que substituíram ADSs por ações classe B, de converter dividendos, distribuições ou produtos de qualquer venda de tais ações classe B, conforme o caso, em dólares americanos e de remeter tais dólares ao exterior. Os portadores de ADSs poderiam ser adversamente afetados por demoras ou recusas na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para as conversões de pagamentos em moeda brasileira e remessas ao exterior relativas a ações classe B objeto das ADSs.

Conforme a Resolução nº 4.373/2014, os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os ativos financeiros e efetuar quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, contanto que certas exigências sejam atendidas. A definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivas, com domicílio ou sede no exterior.

Para poder investir nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, os investidores estrangeiros devem:

1. indicar pelo menos um representante no Brasil com poderes para praticar atos relativos a investimentos estrangeiros;

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2. registrar-se como investidor estrangeiro perante a CVM;

3. registrar o investimento estrangeiro perante o Banco Central; e

4. constituir no mínimo uma instituição custodiante autorizada pela CVM.

Títulos mobiliários e outros ativos financeiros pertencentes a investidores estrangeiros devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco Central ou pela CVM. Ademais, a negociação de títulos mobiliários está restrita a transações efetuadas nas bolsas de valores ou nos mercados de balcão organizados licenciados pela CVM.

O Regulamento do Anexo II prevê a emissão de depositary receipts em mercados estrangeiros representando ações de emitentes brasileiros. Antes da emissão das ADSs, o programa de ADS havia sido aprovado pelo Banco Central e pela CVM segundo o Anexo V da Resolução CMN 2.689, que autorizava as empresas brasileiras a emitirem recibos depositários nos mercados de câmbio e ficou vigente durante o período em que as ADSs foram emitidas. Os recibos depositários atualmente são regidos pela Resolução 4.373.As receitas de vendas de ADSs por portadores de ADSs fora do Brasil estão livres dos controles brasileiros sobre investimentos estrangeiros, e os portadores de ADSs não residentes de paraísos fiscais farão jus a tratamento fiscal favorável. Para maiores informações, ver “Tributação - Considerações sobre a Tributação Brasileira - Tributação de Ganhos fora do Brasil”.

Um registro eletrônico foi emitido em nome do Depositário com respeito às ADSs e é mantido pelo Custodiante em nome do Depositário. Com amparo nesse registro eletrônico, o Custodiante e o Depositário podem converter dividendos e outras distribuições com respeito às ações classe B representadas por ADSs em moeda estrangeira e remeter o produto para fora do Brasil. Caso um portador de ADSs substitua tais ADSs por ações classe B, tal portador deve procurar obter seu próprio registro eletrônico no Banco Central.

De acordo com a Resolução nº 4.373/2014 do Banco Central, a retirada de ações classe B após o cancelamento das ADSs exige transações de câmbio simultâneas caso o investidor decida não se desfazer das ações classe B. As transações cambiais simultâneas são exigidas para obter certificado de registro de ações classe B perante o Banco Central. Essa transação estará sujeita a tributação no Brasil. Para maiores informações, ver “Tributação - Considerações sobre a Tributação Brasileira - Outros Tributos Brasileiros”.

Depois disso, o portador de ações classe B pode não ser capaz de converter em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil o produto da alienação ou distribuição relativa a essas ações classe B, a menos que esse portador obtenha seu próprio registro eletrônico. O portador que obtiver um registro eletrônico poderá estar sujeito a um tratamento fiscal brasileiro menos favorável que um portador de ADSs. Para maiores informações, ver “Tributação - Considerações sobre a Tributação Brasileira”.

O governo federal pode impor restrições temporárias à remessa de capital estrangeiro para o exterior no caso de um sério desequilíbrio ou de previsão de um sério desequilíbrio na balança de pagamentos do Brasil. Por aproximadamente 6 meses em 1989 e no início de 1990, o governo federal congelou todas as repatriações de dividendos e de capital detidos pelo Banco Central que eram de propriedade de investidores estrangeiros no mercado acionário, a fim de preservar as reservas brasileiras de moeda estrangeira. Essas importâncias foram posteriormente liberadas de acordo com diretrizes do governo federal. Não há garantias de que o governo federal não imporá restrições semelhantes à repatriação de capital estrangeiro no futuro.

TRIBUTAÇÃO

O resumo seguinte contém uma descrição das principais consequências em relação ao imposto de renda brasileiro e americano da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs, mas não pretende ser uma descrição abrangente de todas as considerações tributárias que podem ser relevantes a uma decisão de adquirir ações classe B ou ADSs. O resumo é baseado nas leis tributárias do Brasil e suas regulamentações e nas leis tributárias dos

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Estados Unidos e suas regulamentações em vigência na data deste documento, as quais estão sujeitas a alterações. Os potenciais compradores de ações classe B ou ADSs devem consultar seus próprios conselheiros fiscais em relação às consequências tributárias da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs.

Embora não haja atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades fiscais dos dois países mantiveram discussões que podem culminar em tal tratado. Nenhuma certeza pode ser dada, no entanto, sobre se e quando um tratado entrará em vigor ou como ele afetará os portadores americanos de ações classe B ou ADSs. Os potenciais portadores de ações classe B ou ADSs devem consultar seus próprios conselheiros fiscais em relação às consequências tributárias da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs sob suas circunstâncias particulares.

Considerações sobre a Tributação Brasileira

A discussão seguinte resume as principais consequências, sob a legislação fiscal brasileira, da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs por indivíduos, pessoas jurídicas, trustes ou organizações residentes ou domiciliados fora do Brasil para fins da tributação brasileira (“Portador Não Brasileiro”). Ela é baseada na legislação brasileira atualmente em vigor, que está sujeita a diferentes interpretações e mudanças que podem ser aplicadas retroativamente. Essa discussão não trata de todas as considerações tributárias brasileiras que podem ser aplicáveis a qualquer Portador Não Brasileiro em particular, e cada Portador Não Brasileiro deve consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre as consequências fiscais brasileiras do investimento em ações classe B ou ADSs.

Tributação dos Dividendos

Os dividendos pagos pela Companhia em dinheiro ou em espécie em relação a lucros de períodos iniciados a partir de 1º de janeiro de 1996 (i) ao Depositário com respeito às ações classe B representadas por ADSs ou (ii) a um Portador Não Brasileiro com respeito a ações classe B, geralmente são isentos de imposto de renda na fonte. Os dividendos pagos por lucros gerados antes de 1º de janeiro de 1996 podem estar sujeitos à retenção de imposto de renda brasileiro na fonte com alíquotas variáveis dependendo do ano em que os lucros foram obtidos.

Distribuições de Juros sobre o Capital

De acordo com a Lei nº 9.249 de 26 de dezembro de 1995 e posteriores alterações, as empresas brasileiras podem fazer pagamentos a acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre o capital da companhia, como alternativa à distribuição de dividendos. A taxa de juros não pode ser maior que a TJLP, determinada periodicamente pelo Banco Central. O montante total distribuído como juros sobre o capital não pode exceder, para fins tributários, o maior de (i) 50,0% do lucro líquido (depois da contribuição social sobre os lucros e antes da provisão para imposto de renda corporativo e dos montantes atribuíveis aos acionistas como juro líquido sobre o capital) relativo ao período em relação ao qual o pagamento é efetuado e (ii) 50,0% da soma dos lucros retidos e das reservas de lucro na data de início do período em relação ao qual o pagamento é feito.

As distribuições de juros sobre o capital a Portadores Brasileiros e Não Brasileiros de ações classe B, incluindo pagamentos ao Depositário em relação às ações classe B representadas por ADSs, são dedutíveis pela Companhia para fins do imposto de renda brasileiro para pessoas jurídicas e da contribuição social sobre lucro líquido, desde que os limites descritos acima sejam observados. Esses pagamentos aos acionistas estão sujeitos a retenção de imposto de renda brasileiro na fonte com alíquota de 15,0%, excetuando-se os pagamentos a beneficiários situados em paraísos fiscais (isto é, um país ou local que não imponha qualquer imposto de renda, ou que imponha um imposto com alíquota máxima inferior a 20%, ou cujas leis imponham restrições à revelação de composição de propriedade acionária ou da propriedade de títulos ou do beneficiário da renda resultante de transações conduzidas e atribuíveis a um Portador Não Brasileiro – “Portador de Paraíso Fiscal”), pagamentos estes que estão sujeitos a retenção imposto de renda na fonte com alíquota de 25,0%. Esses pagamentos podem ser incluídos, pelo seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório. Na medida em que o pagamento de juros sobre o capital for assim incluído, a empresa é obrigada a distribuir aos acionistas um montante adicional para

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garantir que o montante líquido recebido por eles, depois do pagamento do imposto de renda aplicável na fonte, mais o montante de dividendos declarados, seja pelo menos igual ao dividendo obrigatório.

Tributação de Ganhos Fora do Brasil

De acordo com a Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003 (“Lei nº 10.833/03”), os ganhos de capital realizados na alienação de ativos localizados no Brasil por Portadores Não Brasileiros, seja para outros Portadores Não Brasileiros ou para Portadores Brasileiros, estão sujeitos à tributação no Brasil. Assim, se ações classe B forem alienadas por um Portador Não Brasileiro, como elas são definidas como ativos localizados no Brasil, tal portador estará sujeito a imposto de renda sobre os ganhos auferidos, conforme as normas descritas abaixo, seja a alienação conduzida no Brasil ou no exterior e com residente do Brasil ou não.

Uma alienação de ações classe B pode ocorrer no exterior se o investidor decidir cancelar seu investimento em ADSs e registrar as ações classe B subjacentes como investimento estrangeiro direto sob a Lei nº 4.131. Qualquer ganho de capital resultante da venda ou alienação de ações classe B fora do Brasil está sujeito a imposto de renda brasileiro à alíquota de 15,0% ou, se o investidor for um Portador de Paraíso Fiscal, 25,0%, que devem ser retidos pelo comprador das ações classe B fora do Brasil ou por seu representante no Brasil.

Quanto às ADSs, embora a matéria não esteja livre de controvérsia, os ganhos realizados por Portador Não Brasileiro na alienação de ADSs a outro Portador Não Brasileiro não deveriam taxados no Brasil, com base na teoria de que as ADSs não constituem ativos localizados no Brasil para fins da Lei 10.833/03. Entretanto, não podemos garantir que os tribunais brasileiros venham a adotar essa teoria. Assim, o ganho na alienação de ADSs por Portador Não Brasileiro a residente no Brasil (ou possivelmente até a um Portador Não Brasileiro caso os tribunais considerem que a ADSs constituem propriedade localizada no Brasil) pode estar sujeito a imposto de renda no Brasil.

Tributação de Ganhos no Brasil

Para fins de tributação brasileira, as normas de imposto de renda sobre ganhos relacionados à alienação de ações classe B variam conforme o domicílio do Portador Não Brasileiro, a forma pela qual tal Portador Não Brasileiro registrou seu investimento perante o Banco Central brasileiro e/ou como a alienação é efetuada, conforme descrito abaixo.

Geralmente, os ganhos são a diferença positiva entre o valor realizado na venda ou troca de um título e seu custo de aquisição. Ganhos auferidos na alienação de ações classe B realizada em bolsa de valores no Brasil (incluindo transações realizadas em mercados de balcão organizados) são:

1. isentos de imposto de renda quando auferidos por Portador Não Brasileiro registrado sob a Resolução no 4.373 do CMN (“Portador conforme a Resolução no 4.373”) e que não seja um Portador de Paraíso Fiscal; ou

2. sujeitos a imposto de renda com alíquota de 15,0% em quaisquer outros casos, incluindo ganhos auferidos por Portador Não Brasileiro que (i) não seja um Portador conforme a Resolução no 4.373, ou (ii) seja um Portador conforme a Resolução no 4.373 e um Portador de Paraíso Fiscal. Nesses casos, um imposto de renda na fonte de 0,005% sobre o valor da venda será aplicável e poderá ser descontado do imposto de renda final devido sobre ganho de capital.

Não há garantia de que o tratamento preferencial atual para Portadores conforme a Resolução nº 4.373 continuará no futuro.

Quaisquer outros ganhos auferidos na alienação de ações classe B que não seja realizada em bolsa de valores brasileira estão sujeitos a alíquota de 15,0%, exceto no caso de ganhos auferidos por Portadores de Paraíso Fiscal, que estão sujeitos a alíquota de 25,0%. Caso esses ganhos estejam relacionados a transações conduzidas nos

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mercados de balcão não organizados brasileiros, por meio de intermediário, o imposto de renda na fonte de 0,005% sobre o valor da venda também será aplicável e poderá ser descontado do imposto de renda final devido sobre ganho de capital. Deve-se observar que normas adicionais foram recentemente publicadas e devem ser consideradas com relação aos ganhos apurados e não realizados na bolsa de valores brasileira. Consulte a Seção “– Normas Adicionais Recentes sobre Tributação de Ganhos”.

O depósito de ações classe B em troca de ADSs pode estar sujeito à tributação do imposto de renda brasileiro se o custo de aquisição das ações classe B for menor que (i) o preço médio por ação classe B na bolsa de valores brasileira em que o maior número de tais ações tenha sido vendido no dia do depósito; ou (ii) se nenhuma ação classe B tiver sido vendida naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira em que o maior número de ações classe B tenha sido vendido nos 15 pregões imediatamente precedentes ao depósito. Nesse caso, a diferença entre o custo de aquisição e o preço médio das ações classe B, calculado conforme demonstrado acima, deverá ser considerada ganho de capital sujeito a imposto de renda com alíquota de 15,0% ou 25,0% no caso de investidores que são Portadores de Paraíso Fiscal. Pode haver argumentos para pleitear que essa tributação não é aplicável no caso de Portador Não Brasileiro registrado sob a Resolução nº 4.373 (exceto Portadores de Paraísos Fiscais), que não deveria estar sujeito a imposto de renda nessa transação.

A retirada de ações classe B quando do cancelamento de ADSs não está sujeita ao imposto de renda brasileiro, desde que os regulamentos sejam observados adequadamente quanto ao registro do investimento perante o Banco Central.

No caso de resgate de ações classe B ou ADSs ou de redução de capital de empresas brasileiras, com subsequente retirada das ADSs, como a Copel, a diferença positiva entre o montante efetivamente recebido pelo Portador Não Brasileiro e o custo de aquisição dos títulos resgatados é tratada como ganho de capital derivado da venda ou troca de ações não conduzida em bolsa de valores brasileira e está então sujeita a imposto de renda com alíquota de 15,0% ou 25,0% conforme o caso.

Nenhum exercício de direitos preferenciais relacionados a ações classe B ou ADSs estará sujeito à tributação brasileira. Ganhos na venda ou transmissão de direitos preferenciais estarão sujeitos ao mesmo tratamento fiscal aplicável à alienação de ações classe B.

Regras Recentes Adicionais sobre Tributação de Ganhos

Em 16 de março de 2016, o Governo Federal converteu a Medida Provisória nº 692 na Lei nº 13.259, que estabeleceu alíquotas de imposto de renda progressivas aplicáveis a ganhos de capital derivados da alienação de ativos por pessoas físicas brasileiras. A Lei nº 13.259 dispõe sobre novas alíquotas que variam entre 15% e 22,5%, dependendo do ganho derivado pela pessoa física brasileira, da seguinte forma: (i) 15% sobre ganhos não superiores a R$ 5.000.000,00; (ii) 17,5% sobre ganhos superiores a R$ 5.000.000,00 e não superiores a R$ 10.000.000,00; (iii) 20% sobre ganhos superiores a R$ 10.000.000,00 e não superiores a R$ 30.000.000,00; e (iv) 22,5% sobre ganhos superiores a R$ 30.000.000,00.De acordo com o Artigo 18 da Lei nº 9.249/95, o tratamento fiscal aplicável a ganhos de capital auferidos por pessoas físicas brasileiras também se aplica a ganhos de capital auferidos por residentes estrangeiros (em operações não realizadas na bolsa de valores brasileira ou no mercado de balcão organizado). Portanto, as novas alíquotas definidas pela Lei nº 13.259 também serão aplicáveis a residentes estrangeiros. Esta lei entrou em vigor em 01 de janeiro de 2017.

Outros Tributos Brasileiros

Não há impostos sobre herança, doação ou sucessão aplicáveis à propriedade, transferência ou alienação de ações classe B ou ADSs por um Portador Não Brasileiro, exceto tributos sobre doação e herança impostos por alguns Estados do Brasil sobre doações ou heranças conferidas por pessoas ou entidades não residentes ou domiciliadas no Brasil ou no Estado em questão a pessoas ou entidades residentes ou domiciliadas em tal Estado. Não há impostos de selo, emissão, registro ou similares ou encargos devidos por portadores de ações classe B ou ADSs.

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Conforme o Decreto nº 6.306, de 14 de dezembro de 2007 (o “Decreto nº 6.306/07”), um imposto sobre operações de câmbio (o “IOF/Câmbio”) pode ser aplicado sobre a conversão de moeda brasileira em moeda estrangeira (para fins de pagamento de dividendos e juros, por exemplo) ou vice-versa. Atualmente, a alíquota do IOF/Câmbio para a maioria das transações de câmbio é de 0,38%, exceto: (i) transações de câmbio para a entrada de recursos relativos a investimentos em títulos de renda variável feitos por Portador Não Brasileiro no mercado financeiro e de capitais brasileiro, caso no qual a alíquota é de 0%, e (ii) pagamento de dividendos, ganhos de capital e juros sobre o patrimônio líquido relativos ao investimento mencionado no item (i) acima, caso no qual a alíquota é zero. Entretanto, o governo brasileiro pode aumentar essa alíquota a um máximo de 25,0%. Nenhum aumento será aplicado retroativamente.

A retirada de ações classe B após o cancelamento das ADSs estará sujeita ao IOF/Câmbio à alíquota de 0,38%, uma vez que exige transações de câmbio simultâneas caso o investidor decida manter as ações classe B, conforme a Resolução nº 3.845 do Banco Central do Brasil.

Conforme o Decreto nº. 6.306, o imposto sobre operações com títulos (“IOF/Títulos”) pode ser imposto a quaisquer transações envolvendo debêntures ou ações, incluindo as transações efetuadas em bolsas de valores, mercadorias e futuros brasileiras. A alíquota do IOF/Títulos aplicável a operações que envolvam ações ordinárias é atualmente zero caso o resgate, transferência ou renegociação ocorra mais de 30 dias após sua aquisição. O governo brasileiro pode aumentar essa alíquota a qualquer momento até 1,5% ao dia, aplicável somente a transações futuras.

Considerações relativas ao Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos

As afirmações relativas à legislação fiscal americana apresentadas abaixo baseiam-se nas leis americanas em vigor na data deste Relatório Anual, e mudanças na legislação posteriores à data deste Relatório Anual podem afetar as consequências fiscais aqui descritas, possivelmente com efeito retroativo. Este resumo descreve as principais consequências da propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs quanto ao imposto de renda federal americano, mas não pretende ser uma descrição abrangente de todas as consequências fiscais nos Estados Unidos que podem ser relevantes para uma decisão de adquirir ou alienar ações classe B ou ADSs. Esse resumo se aplica apenas a adquirentes de ações classe B ou ADSs que mantenham as ações classe B ou ADSs como ativos de capital e não se aplica a casos especiais de portadores, como corretores de títulos mobiliários ou moedas, portadores cuja moeda não seja o dólar americano, portadores de 10% ou mais de nossas ações (levando-se em conta ações possuídas diretamente ou através de contratos de depósito), organizações que gozem de isenção fiscal, instituições financeiras, portadores com direito ao imposto mínimo alternativo, negociadores de títulos que escolham responder por seus investimentos em ações classe B ou ADSs numa base de marcação a mercado (mark-to-market), consórcios ou pass-through entities (empresas que repassam os impostos diretamente para as declarações dos proprietários), empresas de seguros, expatriados americanos e pessoas que detenham ações classe B ou ADSs numa operação de hedging ou como parte de uma operação de bolsa com opção de compra e venda (straddle), de uma operação de conversão ou de outra transação integrada para fins do imposto de renda federal americano. Além disso, este resumo não aborda o imposto Medicare sobre a renda líquida de investimento ou as consequências fiscais para os titulares norte-americanos que adquiram, possuam ou alienem ações classe B ou ADSs segundo qualquer imposto federal ou sobre doação, além de impostos estaduais, locais ou estrangeiros.

Cada portador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação o conjunto das consequências fiscais para ele, incluindo as consequências sob outras leis além das leis federais de imposto de renda americanas, de um investimento em ações classe B ou ADSs.

Nesta discussão, as referências a um “portador americano” dizem respeito ao titular usufrutuário de uma ADS ou ação classe B (i) que seja pessoa física ou residente dos Estados Unidos, (ii) que seja uma corporação, ou qualquer outra entidade tributável como corporação, organizada sob as leis dos Estados Unidos ou qualquer Estado americano, ou o Distrito de Columbia, ou (iii) que esteja de qualquer modo sujeito ao imposto de renda federal americano em base líquida com respeito a ADSs ou ações classe B.

Para os fins do Código da Receita Federal americana de 1986 (o “Código”), e suas alterações posteriores, os portadores de ADSs serão tratados como portadores das Ações Classe B representadas por tais ADSs.

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Tributação de Distribuições

Um portador americano reconhecerá rendimentos normais de dividendos para os fins do imposto de renda federal americano numa importância igual a qualquer soma em dinheiro e ao valor de qualquer bem distribuído por nós como dividendos, na medida em que tal distribuição seja paga com base em nossos rendimentos e lucros correntes ou acumulados, como determinado para os fins do imposto de renda federal americano, quando tal distribuição for recebida pelo Custodiante ou pelo portador americano, no caso de um portador de ações classe B. O montante de qualquer distribuição incluirá o valor do imposto brasileiro retido sobre a importância distribuída, e o montante de uma distribuição efetuada em reais será medido tendo como referência a taxa de câmbio para conversão de reais em dólares americanos em vigor na data em que a distribuição foi recebida pelo Custodiante ou por um portador americano no caso de ações classe B. Se o Custodiante (ou portador americano no caso de um portador de ações classe B) não converter esses reais em dólares americanos na data de seu recebimento, é possível que o portador americano apure perda ou ganho em moeda estrangeira, que seria perda ou ganho ordinário, quando os reais forem convertidos em dólares americanos. Os dividendos pagos por nós não fazem jus à dedução de dividendos recebidos permitida a empresas pelo Código.

Sujeito a certas exceções para posições de curto prazo e objeto de hedge, o montante em dólares americanos de dividendos recebidos por um indivíduo em relação a ADSs estará sujeito a tributação a taxas preferenciais se os dividendos forem “dividendos qualificados”. Dividendos pagos em relação a ADSs serão tratados como dividendos qualificados se (i) as ADSs forem imediatamente negociáveis em um mercado de títulos mobiliários estabelecido nos Estados Unidos e (ii) nós não tivermos sido, no exercício anterior àquele em que o dividendo foi pago, nem no exercício em que o dividendo for pago, uma companhia de investimento estrangeiro passivo (“CIEP”). As ADSs são registrados na Bolsa de Valores de Nova Iorque e serão qualificados como imediatamente negociáveis em um mercado de títulos mobiliários estabelecido nos Estados Unidos enquanto permanecerem registradas. Com base em nossas demonstrações financeiras auditadas e nos dados pertinentes de mercado e acionistas, acreditamos que não fomos tratados como uma CIEP para fins de imposto de renda americano em relação ao nosso exercício tributável de 2016. Além disso, com base em nossas demonstrações financeiras auditadas e em nossas expectativas atuais quanto ao valor e à natureza de nossos ativos, às fontes e à natureza de nosso lucro, e nos dados pertinentes de mercado e acionistas, não esperamos nos tornar uma CIEP no exercício tributável de 2017. Com base na orientação existente, não se sabe se os dividendos recebidos em relação às ações classe B serão tratados como dividendos qualificados, pois as ações classe B não estão registradas em bolsa de valores nos Estados Unidos. Além disso, o Tesouro americano anunciou sua intenção de promulgar normas segundo as quais os portadores de ADSs ou ações classe B e intermediários por meio dos quais esses títulos mobiliários são detidos poderão utilizar-se de certificados de emitentes para tratar dividendos como qualificados para fins de declaração de imposto. Como esses procedimentos ainda não foram publicados, não se sabe se poderemos observá-los. Os portadores de ADSs e ações classe B devem consultar seus próprios consultores fiscais quanto à disponibilidade da alíquota reduzida sobre dividendos à luz das considerações discutidas acima e de suas circunstâncias particulares.

Distribuições feitas com base em rendimentos e lucros com respeito às ADSs ou ações classe B geralmente serão tratadas como rendimentos de dividendos de fontes fora dos Estados Unidos e geralmente serão tratadas separadamente junto com outros itens de renda “passiva” para fins de determinação do crédito relativo a impostos de renda estrangeiros permitido sob o Código. Sujeito a certas limitações, o imposto de renda na fonte brasileiro pago em função de qualquer distribuição relativa a ADSs ou ações classe B pode ser considerado como crédito contra o imposto de renda americano devido por um portador americano, se tal portador americano escolher para aquele ano creditar todos os impostos de renda estrangeiros. Alternativamente, esse imposto de renda brasileiro na fonte pode ser considerado como uma dedução da renda tributável. Os créditos de impostos estrangeiros não serão permitidos para impostos retidos na fonte aplicados com respeito a posições de curto prazo ou objeto de hedge e podem não ser permitidos em relação a arranjos em que o lucro econômico esperado do portador americano, depois dos impostos estrangeiros, for insignificante. Os portadores americanos devem consultar seus próprios consultores fiscais sobre as implicações dessas normas à luz de suas circunstâncias particulares.

Distribuições de ações adicionais a portadores com respeito a suas ADSs ou ações classe B que forem feitas como parte de uma distribuição pro rata a todos os nossos acionistas geralmente não estarão sujeitas ao imposto de

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renda federal americano.

O portador de uma ADS ou ação classe B que for uma empresa estrangeira ou um indivíduo estrangeiro não residente (um “Portador Não Americano”) geralmente não estará sujeito ao imposto de renda federal americano ou a retenção de tributo em distribuições com respeito a ADSs ou ações classe B que sejam tratadas como renda de dividendos para os fins do imposto de renda federal americano, a menos que tais dividendos estejam efetivamente vinculados à condução, pelo portador, de um comércio ou negócio nos Estados Unidos.

Tributação de Ganhos de Capital

Sobre a venda ou outra forma de alienação de uma ADS ou ação classe B, um portador americano geralmente reconhecerá ganho ou perda para os fins do imposto de renda federal americano. O montante do ganho ou perda será igual à diferença entre a importância realizada em função da alienação da ADS ou ação classe B (incluindo o montante bruto do produto da alienação antes da dedução de qualquer imposto brasileiro) e a base fiscal do portador americano na ADS ou ação classe B. Esse ganho ou perda geralmente estará sujeito ao imposto de renda federal americano e será tratado como ganho ou perda de capital e será ganho ou perda de capital de longo prazo se a propriedade do ADS ou ação classe B tiver mais de um ano na data da alienação. O montante líquido de ganho de capital de longo prazo apurado por um portador individual geralmente está sujeito a taxas preferenciais. Perdas de capital podem ser deduzidas da renda tributável, sujeita a certas limitações. Ganhos realizados por um portador americano em uma venda ou alienação de ADSs ou ações classe B geralmente serão tratados como renda de uma fonte americana. Em consequência, se impostos brasileiros forem aplicados sobre esse ganho, o portador americano não poderá usar o crédito de imposto estrangeiro correspondente, a menos que o portador tenha outras rendas de fontes estrangeiras de tipo apropriado com relação às quais o crédito possa ser usado. Alternativamente, esse imposto brasileiro pode ser aplicado como dedução da renda tributável se o portador americano não receber crédito de nenhum imposto de renda estrangeiro durante o ano tributável.

Um Portador não Americano não estará sujeito ao imposto de renda federal americano ou a retenção de imposto sobre ganho realizado na venda ou outra forma de alienação de uma ADS ou ação classe B, a menos (i) que tal ganho esteja efetivamente vinculado à condução, pelo portador, de um comércio ou negócio nos Estados Unidos, ou (ii) que tal portador seja um indivíduo que tenha estado presente nos Estados Unidos por 183 dias ou mais no exercício fiscal da venda e que outras condições determinadas se verifiquem.

“Backup Withholding” e Fornecimento de Informações

Dividendos e produtos da venda ou outra alienação de ADSs ou Ações Classe B pagos a um portador americano geralmente podem estar sujeitos às exigências de fornecimento de informações do Código e podem estar sujeitos a backup withholding a menos que o portador americano (i) seja uma companhia ou outro beneficiário isento ou (ii) forneça um número de identificação do contribuinte válido e certifique que não houve perda de isenção de backup withholding. A quantia de qualquer retenção sobre um pagamento a um portador americano será reconhecida como crédito contra as obrigações de imposto de renda federal americano e pode ensejar o direito à restituição, desde que certas informações sejam prestadas à Receita Federal americana.

Um Portador não Americano geralmente estará dispensado do fornecimento de informações e de backup withholding, mas pode ser obrigado a atender a certos procedimentos de certificação e identificação para poder estabelecer seu direito a essa dispensa em relação a pagamentos recebidos nos Estados Unidos ou por meio de certos intermediários relacionados aos Estados Unidos.

DIVIDENDOS E AGENTES PAGADORES

Não aplicável.

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DECLARAÇÃO DE PERITO

Não aplicável.

DOCUMENTOS À DISPOSIÇÃO

Arquivamos relatórios, incluindo relatórios anuais em formulário 20-F, e outras informações na SEC, conforme as normas e regulamentos da SEC que se aplicam a emitentes privados estrangeiros. Você pode ler e copiar quaisquer materiais arquivados na SEC em sua Sala de Referência Pública em 100 Fifth Street, N.W., Washington, D.C., 20459. Você pode obter informações sobre o funcionamento da Sala de Referência Pública ligando para a SEC no número 1-800-SEC-0330. Somos obrigados a realizar arquivamentos na SEC por meios eletrônicos. Qualquer arquivamento que efetuamos eletronicamente estará disponível ao público pela Internet no site da SEC em http://www.sec.gov.

Item 11. Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado

Ver Nota 36.2 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas sobre abertura do risco de mercado.

Item 12. Descrição dos Títulos Mobiliários que não Ações

Não aplicável.

Item 12A. Títulos de Dívida

Não aplicável.

Item 12B. Garantias e Direitos

Não aplicável.

Item 12C. Outros Títulos

Não aplicável.

Item 12D. American Depositary Shares

Nos Estados Unidos, as Ações Classe B são negociadas sob a forma de ADSs, cada uma representando uma Ação Classe B (como resultado do agrupamento de ações) emitida pelo Bank of New York Mellon (ou o Depositário) nos termos do Acordo de Depósito. As ADSs são negociadas sob os símbolos ELP e ELPVY. Os portadores de ADSs devem pagar várias taxas ao Depositário, e o Depositário pode se negar a prestar qualquer serviço para o qual é cobrada taxa até que ela seja paga.

Os portadores de ADSs devem pagar ao Depositário: (i) uma taxa anual de até US$ 0,02 por ADS (ou fração) pela administração do programa de ADSs, e (ii) montantes relativos a despesas incorridas pelo Depositário ou seus agentes em nome dos portadores de ADSs, incluindo despesas resultantes da observância da legislação aplicável, impostos ou outros encargos governamentais, transmissão de facsimile, ou conversão de moeda estrangeira em dólares americanos. Em ambos os casos, o Depositário pode decidir, a seu exclusivo critério, receber pagamento pelo envio de cobrança aos portadores ou pela dedução do encargo de um ou mais dividendos em dinheiro ou outras distribuições em dinheiro.

Os portadores de ADSs também devem pagar encargos adicionais por certos serviços prestados pelo

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Depositário, conforme a tabela abaixo. O Depositário está localizado na 225 Liberty St, New York, NY 10286, EUA.

Serviço do Depositário Taxa devida pelos Portadores de ADSs

Emissão de ADSs, incluindo emissões resultantes de distribuição de ações ou direitos ou outros ativos US$ 5,00 ou menos por 100 ADSs (ou frações de 100)

Cancelamento de ADSs para fins de retirada, incluindo vencimento do contrato de depósito US$ 5,00 ou menos por 100 ADSs (ou frações de 100)

Distribuição de dividendos em dinheiro US$ 0,02 ou menos por ADS

Distribuição de títulos distribuídos aos portadores dos títulos depositados que são distribuídos pelo Depositário aos portadores registrados de ADSs

Taxa equivalente àquela que seria devida caso os títulos distribuídos ao portador fossem ações e essas ações fossem depositadas para emissão de ADSs

Serviços de Depositário US$ 0,02 (ou menos) por ADS por ano cronológico

Transferência e registro de ações no registro de ações do Depositário de e para o nome do Depositário ou de seu agente quando o portador deposita ou retira ações Taxas de registro ou transferência

Transmissões por cabo, telex e facsimile (quando expressamente previstas no contrato de depósito) Às custas do Depositário

Conversão de moeda estrangeira em dólares americanos Às custas do Depositário

Impostos e outros encargos governamentais que o Depositário ou custodiante sejam obrigados a pagar em relação a qualquer ADS ou ação subjacente (p.ex., impostos de transferência de ações, imposto do selo ou impostos retidos na fonte) Conforme necessário

Quaisquer encargos incorridos pelo Depositário ou seus agentes pelo serviço dos títulos depositados Conforme necessário

Pagamentos pelo Depositário

O Depositário nos paga um montante estabelecido, que inclui reembolsos de certas despesas que incorremos em relação ao programa de ADS. Essas despesas reembolsáveis incluem atualmente honorários advocatícios e contábeis, taxas de listagem, despesas de relações com investidores e honorários pagos a prestadores de serviços pela distribuição de materiais aos portadores de ADRs. Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016, esse montante foi de US$ 617,3 mil.

Item 13. Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações

Não aplicável.

Item 14. Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda

Nenhum.

Item 15. Controles e Procedimentos

Responsabilidade Financeira, Controles e Procedimentos de Divulgação, e Relatório sobre o Controle Interno de Divulgação Financeira

(a) Controles e Procedimentos de Divulgação

Nossa administração, com a participação de nosso diretor executivo e diretor financeiro, avaliou a eficácia de nossos controles e procedimentos de divulgação de informações ao final do período coberto por este relatório.

Com base em nossa avaliação, nosso Diretor Presidente e nosso Diretor Financeiro concluíram que os controles e procedimentos de divulgação vigentes em 31 de dezembro de 2016 foram eficazes para fornecer garantia razoável de que as informações que somos obrigados a revelar nos relatórios que arquivamos e apresentamos de

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acordo com o Securities Exchange Act de 1934, com suas alterações posteriores, são registradas, processadas, resumidas e divulgadas dentro dos períodos estipulados pelas normas e formulários aplicáveis e que elas são acumuladas e apresentadas a nossa direção de modo apropriado para permitir decisões oportunas quanto à divulgação obrigatória.

(b) Relatório Anual da Administração sobre o Controle Interno de Divulgação Financeira

Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controle interno de divulgação financeira conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do Securities Exchange Act de 1934. Nossos controles internos foram concebidos para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações financeiras para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos.

Todos os controles internos, por mais bem concebidos que sejam, têm limitações inerentes, inclusive a possibilidade de erro humano e violação ou intervenção dos controles e procedimentos. Assim, mesmo os sistemas avaliados como eficazes podem não impedir ou detectar informações incorretas. Além disso, projeções de qualquer avaliação de eficácia para períodos futuros estão sujeitas ao risco de inadequação futura dos controles devido a mudanças nas circunstâncias ou à possível queda do nível de observância das políticas ou dos procedimentos.

Nossa administração avaliou a eficácia de nossos controles internos de divulgação financeira em 31 de dezembro de 2016. Ao conduzir tal avaliação, ela usou os critérios estabelecidos no Controle Interno - Quadro Integrado (2013) publicado pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway - COSO. Com base em sua avaliação e nesses critérios, nossa administração concluiu que nosso controle interno de divulgação financeira era eficaz em 31 de dezembro de 2016.

Nossa firma de contabilidade pública registrada independente, emitiu um relatório de certificação (“attestation report”) sobre nosso controle interno de divulgação financeira em 31 de dezembro de 2016.

Mudanças nos Controles Internos

A administração da Companhia não identificou nenhuma mudança no seu controle interno sobre os relatórios financeiros durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2016 que tenha afetado significativamente ou tenha uma possibilidade razoável de afetar significativamente o seu controle interno sobre relatórios financeiros.

A Deloitte refere-se a uma ou mais entidades da Deloitte Touche Tohmatsu Limited, uma sociedade privada, de responsabilidade limitada, estabelecida no Reino Unido ("DTTL"), sua rede de firmas-membro, e entidades a ela relacionadas. A DTTL e cada uma de suas firmas-membro são entidades legalmente separadas e independentes. A DTTL (também chamada "Deloitte Global") não presta serviços a clientes. Consulte www.deloitte.com/about para obter uma descrição mais detalhada da DTTL e suas firmas-membro. A Deloitte oferece serviços de auditoria, consultoria, assessoria financeira, gestão de riscos e consultoria tributária para clientes públicos e privados dos mais diversos setores. A Deloitte atende a quatro de cada cinco organizações listadas pela Fortune Global 500®, por meio de uma rede globalmente conectada de firmas-membro em mais de 150 países, trazendo capacidades de classe global, visões e serviços de alta qualidade para abordar os mais complexos desafios de negócios dos clientes. Para saber mais sobre como os cerca de 225.000 profissionais da Deloitte impactam positivamente nossos clientes, conecte-se a nós pelo Facebook, LinkedIn e Twitter. © 2017 Deloitte Touche Tohmatsu. Todos os direitos reservados.

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Deloitte Touche Tohmatsu Rua Pasteur, 463 - 1º andar - cj. 101 e 103 e 5° andar Bairro Batel 80250-080 - Curitiba - PR Brasil Tel: + 55 (41) 3312-1400 Fax: +55 (41) 3312-1470 www.deloitte.com.br

(Tradução livre do original emitido em inglês)

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Ao Conselho de Administração e Acionistas da

Companhia Paranaense de Energia - Copel

Curitiba - PR

Examinamos os controles internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros da Companhia Paranaense de Energia - Copel e suas controladas (“Companhia”) em 31 de dezembro de 2016, de acordo com os critérios estabelecidos no Internal Control - Integrated Framework (2013) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”). A Administração da Companhia é responsável por manter controles internos efetivos sobre a elaboração de relatórios financeiros e por avaliar sua eficácia, incluídos no Relatório da Administração sobre Controles Internos Referentes à Elaboração de Relatórios Financeiros. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre os controles internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros com base em nossa auditoria

Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos). Essas normas requerem que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que o controle interno sobre a elaboração de relatórios financeiros se manteve efetivo, em todos os aspectos relevantes. Nossa auditoria compreendeu a obtenção de um entendimento dos controles internos sobre a elaboração de relatórios financeiros, avaliação dos riscos de deficiências relevantes, testes e análises do desenvolvimento e da eficácia operacional dos controles internos com base na avaliação de risco, bem como a realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossa auditoria é apropriada para fundamentar nossa opinião.

Controles internos da companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros são processos desenvolvidos pelo, ou sob a supervisão do principal executivo e principais diretores financeiros da Companhia ou por pessoas que exerçam funções similares, sendo concretizados pelo conselho de administração, pela administração e por outros funcionários para obter segurança razoável em relação à confiabilidade dos relatórios financeiros e à elaboração de demonstrações financeiras para uso externo, de acordo com as normas contábeis geralmente aceitas. Os controles internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros compreendem políticas e procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, em detalhes razoáveis, refletem precisa e adequadamente as transações e destinações dos ativos da Companhia; (2) fornecem segurança razoável de que as transações sejam registradas conforme necessário para permitir a elaboração das demonstrações financeiras em consonância com as normas contábeis geralmente aceitas e que os recebimentos e gastos da companhia somente sejam feitos mediante autorização da administração e dos diretores da companhia; e (3) fornecem segurança razoável relativa à prevenção ou detecção tempestiva de aquisição, uso ou destinação não autorizados dos ativos da companhia que poderiam afetar significativamente as demonstrações financeiras.

Devido às limitações próprias, incluindo a possibilidade de conluio ou inadequada evasão de controles pela administração, os controles internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros podem não evitar ou detectar tempestivamente distorções relevantes causadas por fraude ou erro. Ainda, as futuras avaliações da eficácia dos controles internos estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar inadequados devido às mudanças nas condições ou de que o grau de cumprimento das políticas ou procedimentos possa se deteriorar.

© 2017 Deloitte Touche Tohmatsu. Todos os direitos reservados.

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Em nossa opinião, a Companhia manteve, em todos os aspectos relevantes, efetivo o controle interno sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2016, de acordo com os critérios estabelecidos no documento Internal Control - Integrated Framework (2013) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”).

Examinamos, também, as demonstrações financeiras consolidadas da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016, de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos), e nosso relatório, datado de 27 de abril de 2017, continha opinião sem ressalvas sobre essas demonstrações financeiras.

Este relatório foi traduzido para o português do originalmente emitido em inglês, para conveniência dos leitores no Brasil.

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU

Auditores Independentes

Curitiba, Paraná, Brasil 27 de abril de 2017

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Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria

Nosso Conselho de Administração examinou as qualificações e os históricos dos membros do Comitê de Auditoria e estabeleceu que o Sr. José Richa Filho é um “especialista financeiro do comitê de auditoria” nos termos do Item 16A e atende às exigências da Norma 10A-3 do Securities Exchange Act. Para maiores informações sobre nosso Comitê de Auditoria, ver “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados - Comitê de Auditoria”.

Item 16B. Código de Ética

Em novembro de 2003, adotamos um código de ética que também se aplica a nosso Diretor Presidente, a nosso Diretor Financeiro e ao principal executivo de nosso departamento de contabilidade.

Nosso Código de Ética foi revisado em 2015 após um processo de consulta aberta que envolveu nosso pessoal interno e contribuições dos grupos de interesse. Após a consolidação das propostas, o código foi aprovado pela nossa Administração e pelo Conselho de Administração e agora se aplica aos nossos funcionários, todos os conselhos, diretores e terceirizados. Nosso código de ética chama-se “Código de Conduta” e está disponível em nosso site, www.copel.com/ir. Cópias do nosso código de ética também podem ser obtidas gratuitamente por via postal, escrevendo para o nosso endereço apresentado na capa deste formulário 20-F. Desde a adoção de nosso código de ética, não concedemos nenhuma exceção implícita ou explícita a qualquer seção de nosso código de ética aos funcionários mencionados acima

Item 16C. Honorários e Serviços do Auditor Principal

Honorários de Auditoria e Outros

A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes atuou como nossa empresa de contabilidade pública registrada para o ano fiscal encerrado em 31 de dezembro de 2016 e a KPMG Auditores Independentes atuou como nossa empresa de contabilidade pública registrada e independente para os exercícios fiscais encerrados em 31 de dezembro de 2015 e 2014.

A tabela abaixo mostra o montante total faturado para a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes pelos serviços realizados em 2016 e para a KPMG Auditores Independentes pelos serviços realizados em 2015 e 2014, e discrimina os montantes por categoria de serviço:


Valores faturados 2016 2015 2014

(milhões de R$)

Honorários de Auditoria 2,4 1,7 1,7

Honorários Relacionados a Auditoria – – –

Honorários de Consultoria Fiscal – – –

Todos os Demais Honorários 0,8 – –

Total 3,2 1,7 1,7

Honorários de Auditoria

Os honorários de auditoria são honorários cobrados pela auditoria de nossas demonstrações financeiras anuais e pela revisão de nossas informações financeiras trimestrais no que toca a apresentações e arquivamentos legais e regulamentares.

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Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria

Nem nosso Conselho de Administração nem nosso Comitê de Auditoria estabeleceram políticas e procedimentos de pré-aprovação para a convocação de serviços de nossa firma de auditoria pública registrada. Nosso Conselho de Administração aprova expressamente, caso a caso, qualquer convocação de nossa firma de auditoria pública registrada para realizar para nós ou nossas subsidiárias qualquer auditoria ou serviços de outra natureza. Nosso Comitê de Auditoria oferece recomendações a nosso Conselho de Administração quanto a essas convocações. Para maiores informações sobre nosso Conselho de Administração e nosso Comitê de Auditoria, ver “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados”.

Item 16D. Dispensa dos Padrões de Listagem para Comitês de Auditoria

Segundo as normas da NYSE e da SEC com relação ao comitê de auditoria de uma empresa de capital aberto, devemos cumprir a Norma 10A-3 do Securities Exchange Act, que exige que nós estabeleçamos um comitê de auditoria composto por membros do conselho de administração que atenda às exigências específicas. Com base na isenção da Norma 10A-3(b)(iv)(E), designamos três membros do nosso Comitê de Auditoria, Srs. José Richa Filho, Carlos Homero Giacomini e Mauro Ricardo Machado Costa, pessoas designadas pelo Estado do Paraná, que é nosso acionista controlador, portanto, uma de nossas afiliadas. Em nossa avaliação, cada um desses membros atua de forma independente na execução de responsabilidades de um comitê de auditoria segundo a lei Sarbanes-Oxley e atende as outras exigências da Norma 10A-3 do Securities Exchange Act.

Item 16E. Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados

Nenhuma.

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Item 16F. Mudanças no Contador Certificador da Companhia

Em 15 de março de 2016, a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes substituiu a KPMG Auditores Independentes como nosso auditor público independente para os exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2016. De acordo com a regulamentação da CVM, empresas de capital aberto no Brasil são obrigadas a trocar suas firmas de auditoria a cada cinco anos. Devido às limitações estabelecidas por meio destas regras, não buscamos renovar o contrato da KPMG após o seu término e a KPMG Auditores Independentes não pôde tentar renovar seu contrato conosco em função das regras mencionadas acima. A substituição foi aprovada pelo nosso Conselho de Administração e nosso Comitê de Auditoria.

Os relatórios da KPMG Auditores Independentes sobre nossas demonstrações financeiras referentes aos exercício encerrados em 31 de dezembro de 2014 e 2015 não contêm opinião adversa ou ressalva, nem foram objeto de qualificação ou modificados em função de incerteza, escopo de auditoria ou princípios contábeis. Durante estes exercícios, não houve nenhum desentendimento com a KPMG Auditores Independentes, independentemente de ter-se resolvido ou não, sobre qualquer questão de princípios ou práticas contábeis, divulgação de demonstrações financeiras ou escopo de procedimentos de auditoria, desentendimentos estes que, se não fossem resolvidos de forma satisfatória para a KPMG Auditores Independentes, teria levado a KPMG Auditores Independentes a fazer referência ao objeto do desacordo em seus relatórios de auditoria para tais exercícios.

Solicitamos que a KPMG Auditores Independentes nos fornecesse uma carta endereçada à SEC indicando se concorda ou não com as declarações acima. Uma cópia desta carta é arquivada como Anexo 15.1 a este Formulário 20 F.

Não consultamos a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes, nos dois exercícios anteriores à sua contratação (ou a qualquer período subsequente anterior à sua contratação), quanto à aplicação de princípios contábeis a uma determinada operação, independentemente de tal operação ter sido concluída ou simplesmente proposta, consulta esta que pudesse ser dada no âmbito de nossas demonstrações financeiras ou quanto a qualquer outro assunto que tenha sido objeto de desacordo (conforme definido no item 16F (a) (1) (iv) do Formulário 20 F) ou que seja um evento sujeito à comunicação (como definido no Item 16F (a) (1)(v) do Formulário 20 F).

Item 16G. Governança Corporativa

Seção Regra de Governança Corporativa da Bolsa de

Nova Iorque para emissores americanos Prática da Copel

Independência dos Membros do Conselho de Administração

303A.01 Companhias listadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque (“companhias listadas”) devem ter maioria de membros independentes em seu Conselho de Administração. As “companhias controladas” não estão obrigadas a cumprir essa exigência.

A Copel enquadra-se na definição de “companhia controlada” porque a maioria das ações com direito a voto são detidas no estado do Paraná. Como tal, a Copel não é obrigada a cumprir a exigência sobre a maioria de membros independentes em seu Conselho. A Lei 13.303/2016 exige que mantenhamos uma proporção mínima de 25% de conselheiros independentes. No momento, sete dos nove membros do Conselho de Administração da Copel são independentes conforme previsto na norma 10A-3 do Securities Exchange Act.

303A.03 Os conselheiros não-executivos de uma companhia

listada devem participar de sessões executivas regularmente agendadas sem a diretoria.

Os conselheiros não-executivos da Copel não participam de sessões executivas regularmente agendadas sem a diretoria.

Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação 303A.04 Uma companhia listada deve possuir um Comitê de

Governança Corporativa e de Nomeação composto, em sua totalidade, por diretores independentes, com um estatuto escrito que aborda certas obrigações específicas mínimas. As “companhias controladas” não estão obrigadas a cumprir essa exigência.

A Copel não apresenta um Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação. Como uma companhia controlada, a Copel não precisaria cumprir a exigência de ter Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação se fosse uma companhia americana.

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Comitê de Compensação 303A.05 Uma companhia listada deve possuir um comitê de

compensação composto, em sua totalidade, por diretores independentes, com um estatuto escrito que aborda certas obrigações específicas mínimas. As “companhias controladas” não estão obrigadas a cumprir essa exigência.

A Copel não possui um comitê de compensação. Como uma companhia controlada, a Copel não precisaria cumprir a exigência de ter comitê de compensação se fosse uma companhia americana.

Comitê de Auditoria 303A.06 303A.07

Uma companhia listada deve possuir um comitê de auditoria com um mínimo de 3 (três) diretores independentes que satisfaçam os requisitos de independência da Lei 10A-3 sob o Securities Exchange Act, com um estatuto escrito que aborda certas obrigações específicas mínimas.

Nossos acionistas alteraram nosso estatuto para estabelecer um Comitê de Auditoria composto de pelo menos três conselheiros (todos eles deverão atender as exigências estabelecidas na Norma 10A-3 segundo o Securities Exchange Act), com mandato de dois anos, podendo ser reeleitos. De acordo com as regras internas do Comitê de Auditoria, os membros do Comitê de Auditoria são indicados pelo Conselho de Administração e podem por ele ser substituídos. Todos os membros do Comitê de Auditoria são membros de nosso Conselho de Administração. O Comitê de Auditoria é responsável por nossas demonstrações financeiras, assegurando o cumprimento de todas as exigências legais relacionadas com as obrigações de divulgação, monitorando o trabalho dos auditores independentes e de nossa equipe encarregada da auditoria interna da Companhia e revisando a eficácia dos procedimentos e pessoal de controle interno e de gerenciamento de riscos.

Planos de Ações para Funcionários

303A.08 Deve-se dar a oportunidade aos acionistas de votar em todos os planos de ações para funcionários e em todas as suas revisões relevantes, com exceções limitadas determinadas nas regras da Bolsa de Nova Iorque.

Sob a Lei das S.A., a pré-aprovação dos acionistas é requerida para a adoção de qualquer plano de ações para funcionários e quaisquer revisões substanciais de tais planos.

Diretrizes de Governança Corporativa

303A.09 Uma companhia listada deve adotar e divulgar diretrizes de governança corporativa que abordem certas matérias específicas mínimas.

Embora as práticas de governança corporativa adotadas pela Copel não atendam a todos os termos especificados nas normas da NYSE, elas atendem às exigências estabelecidos para as empresas listadas no nível 1 de governança da BM&FBOVESPA. A Companhia também adota o Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (“IBGC”).

Código de Conduta e Ética para seus Conselheiros, Diretores e Empregados 303A.10 Uma companhia listada deve adotar e divulgar seu

código de conduta e ética para seus conselheiros, diretores e empregados e deve também apresentar prontamente qualquer abdicação do código para seus conselheiros ou diretores.

A Copel adotou um código de conduta que se aplica ao conselho de administração, ao conselho fiscal, à diretoria e aos empregados. A Copel publicará qualquer abdicação das exigências do código para conselheiros ou diretores no seu relatório anual em formulário 20-F.

Exigências de Certificação

303A.12 O presidente de uma empresa listada deve prontamente notificar a Bolsa de Nova Iorque, por escrito, caso algum de seus diretores tome conhecimento de qualquer descumprimento relevante de qualquer um dos termos aplicáveis da Seção 303A e certificar que ele não tem conhecimento de nenhuma violação pela empresa listada dos padrões de listagem e governança corporativa da Bolsa de Valores de Nova Iorque, qualificando a certificação conforme necessário. Cada empresa listada deve apresentar uma Declaração por Escrito assinada anualmente à Bolsa. Além disso, cada empresa listada deve apresentar uma Declaração por Escrito provisória quando exigido pelo formulário de Declaração por Escrito provisória especificado pela Bolsa.

O presidente da Copel notificará prontamente a Bolsa de Nova Iorque, por escrito, caso algum de seus diretores tome conhecimento de qualquer descumprimento relevante de qualquer um dos termos aplicáveis das normas de governança corporativa da Bolsa e também certificará que ele não tem conhecimento de nenhuma violação pela empresa listada dos padrões de listagem e governança corporativa da Bolsa de Valores de Nova Iorque. A Copel apresenta anualmente uma Declaração por Escrito Anual à Bolsa de Valores de Nova Iorque e submeterá uma Declaração por Escrito provisória quando necessário.

135

Item 17. Demonstrações financeiras

Não Aplicável.

Item 18. Demonstrações financeiras

Referência é feita às páginas F-1 até F-137.

136

Item 19. Anexos

1.1 Estatuto da Companhia Paranaense de Energia – Copel Alterado e Consolidado, aprovado e consolidado pela 187ª Assembleia Geral Extraordinária, de 10 de outubro de 2013, e alterado pela 190ª Assembleia Geral Extraordinária, de 23 de abril de 2015, juntamente com uma tradução para o inglês.

2.1 Contrato de Depósito (ações preferenciais) datado de 21 de março de 1996, com alterações e atualizações até 21 de novembro de 2007, arquivado perante a SEC em 12 de fevereiro de 2009 como anexo de nossa Declaração de Registro em Formulário F-6 e incorporado a este documento por referência (Arquivo no. 333-157278).

4.1 Termo de Ajuste celebrado em 4 de agosto de 1994 entre o Estado do Paraná e a Companhia Paranaense de Energia – Copel (o “Termo de Ajuste”) (incorporado por referência ao nosso Formulário F-1 333-7148, arquivado na SEC em 30 de junho de 1997) e Quarto Termo Aditivo ao Termo de Ajuste celebrado em 21 de janeiro de 2005, com tradução em inglês (incorporado por referência a nosso relatório anual em Formulário 20-F para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, arquivado perante a SEC em 30 de junho de 2006) (Arquivo no. 001-14668).

8.1 Lista de subsidiárias.

12.1 Certificação pelo Diretor Presidente da Copel, conforme as Regras 13a-14 e 15-d-14 do Securities Exchange Act de 1934.

12.2 Certificação pelo Diretor Financeiro da Copel, conforme as Regras 13a-14 e 15-d-14 do Securities Exchange Act de 1934.

13.1 Certificação pelo Diretor Presidente da Copel, conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.

13.2 Certificação pelo Diretor Financeiro da Copel, conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002

15.1 Letter from KPMG Auditores Independentes

Existem, omitidos dos anexos arquivados com este relatório anual ou nele incorporados por referência, algumas notas promissórias e outros instrumentos e contratos com relação à dívida de longo prazo da Companhia, nenhum dos quais autoriza garantias em valor total que exceda a 10% dos ativos totais da Companhia. Concordamos, pelo presente, em fornecer à Securities and Exchange Commission cópias de quaisquer das notas promissórias ou outros instrumentos omitidos que a Comissão requisitar.

137

GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS NÃO DEFINIDOS NO CORPO DO DOCUMENTO

Ações classe A: As ações preferenciais classe A da Companhia.

Ações classe B: As ações preferenciais classe B da Companhia.

Ações Ordinárias: As ações ordinárias da Companhia.

Acordo de acionistas: Acordo de acionistas de 22 de dezembro de 1998, conforme alterado em 29 de março de 2001, entre o Estado do Paraná e o BNDESPAR.

Acordo de Depósito: Acordo de Depósito periódico entre a Copel, o Depositário e os titulares registrados e detentores beneficiários de ADSs.

ADRs: American Depositary Receipts.

ADSs: American Depositary Shares, cada uma representando uma ação Classe B.

Ajustes de mercado: Denominação dos leilões de eletricidade conduzidos por geradores de energia no ambiente regulado brasileiro em até quatro meses antes da data de entrega.

Alta Voltagem ou Tensão: uma classe de tensões nominais do sistema igual ou maior do que 100.000 volts e menor do que 230.000 volts.

ANATEL: Agência Nacional de Telecomunicações.

ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica.

Banco Central: Banco Central do Brasil.

BM&FBovespa: BM&FBovespa S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros.

Capacidade Firme: o nível de potência elétrica que a Copel pode entregar a partir de uma usina elétrica específica com um grau de certeza de 95,0%, determinado de acordo com certos modelos estatísticos prescritos.

Capacidade Instalada: o nível de potência elétrica que pode ser entregue de uma unidade geradora específica numa base contínua de carga plena sob condições especificadas, como indicado pelo fabricante.

CBLC: Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.

CER: Contrato de Energia Reserva

CMN: Conselho Monetário Nacional.

Código: O Código de Receita Interna dos EUA de 1986, conforme alterado.

Código: U.S. Internal Revenue Code of 1986, o código de arrecadação de impostos dos Estados Unidos, conforme alterado.

Componente “Demanda”: encargo nas vendas de eletricidade baseado no montante de potência firme contratado por um consumidor e que é independente do montante de energia efetivamente consumido por aquele consumidor.

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Concessionária: uma entidade que detém uma concessão ou autorização para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica no Brasil.

Consumidor Final: aquele que usa eletricidade para suas próprias necessidades.

Consumidores Cativos: clientes cuja energia é suprida pela distribuidora na qual a unidade consumidora está conectada, sendo que o valor pago já inclui o custo da energia e do serviço de uso da transmissão e distribuição – serviço de fio. O Consumidor não tem liberdade para negociar as condições de contratação e flexibilidades de seu suprimento de energia para atendimento das necessidades de seu negócio, devendo seguir as determinações da Distribuidora. O Consumidor fica sujeito à imprevisibilidade da variação anual do valor das tarifas das Distribuidoras.

Consumidores do Grupo A: consumidores que usam eletricidade a 2,3 kV ou tensões superiores. As tarifas aplicadas a esse grupo baseiam-se no nível de tensão efetivo em que a energia é fornecida e na época do ano e no horário do dia em que a energia é fornecida.

Consumidores do Grupo B: consumidores que recebem energia em tensões inferiores a 2,3 kV. As tarifas aplicáveis a eles abrangem somente um componente “energia” e baseiam-se na classificação dos consumidores.

Consumidores Especiais: Consumidores que consomem pelo menos 500 kV. Podem escolher seu fornecedor de energia se este gerar sua energia a partir de fontes alternativas, tais como pequenas centrais hidrelétricas, usinas eólicas ou de biomassa.

Consumidores Livres: Consumidores de eletricidade que podem escolher seus fornecedores de energia pois preenchem os seguintes requisitos: (i) demanda de pelo menos 3 MW em qualquer tensão no caso de consumidores novos (conectados à rede de distribuição depois de julho de 1995); (ii) demanda de pelo menos 3 MW e supridos em tensão igual ou maior que 69 kV no caso de existentes consumidores (conectados à rede de distribuição antes de julho de 1995); e (iii) demanda de pelo menos 500 kW e que optem por receber energia de fontes alternativas, tais como usinas eólicas, pequenas centrais hidrelétricas ou projetos de biomassa (também conhecidos como Consumidores Especiais).

Consumidores Residenciais de Baixa Renda: consumidores que consomem menos de 220 kWh por mês e solicitaram benefícios sob qualquer um dos programas sociais do governo federal. Os consumidores residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo dos consumidores residenciais e não estão sujeitos ao pagamento de encargos de capacidade ou aquisição emergenciais ou a qualquer tarifa extraordinária aprovada pela ANEEL.

Conta CDE: A Conta de Desenvolvimento Energético foi criada pelo governo brasileiro em 2002 para, dentre outros, promover a disponibilidade de serviços de energia elétrica para todo o Brasil e para a competitividade da energia produzida por fontes alternativas. Ele é regulamentada pelo Poder Executivo e administrada pela Eletrobrás.

Conta CDE: A Conta de Desenvolvimento Energético foi criada pelo governo brasileiro em 2002 para, entre outros propósitos, promover a disponibilidade de serviços de eletricidade para todo o Brasil e a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas. A conta é regulada pelo poder executivo e gerenciada pela Eletrobras.

Conta CRC: Conta de Resultados a Compensar.

Contrato de Depósito: um Contrato de Depósito entre a Copel, o Depositário e os detentores registrados e legítimos proprietários de tempos em tempos de ADSs.

Contrato de Disponibilidade de Energia: Contrato em que o gerador se compromete a disponibilizar certa

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capacidade elétrica ao mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida, e os distribuidores correm o risco de escassez no suprimento.

Contrato de Quantidade de Energia: Contrato em que o gerador se compromete a suprir determinado montante de eletricidade e assume o risco de o suprimento de eletricidade ser afetado adversamente por condições hidrológicas e níveis baixos em reservatórios, o que poderia interromper o suprimento de energia, caso em que o gerador deverá adquirir essa energia de outras fontes para cumprir suas obrigações de suprimento.

Contratos Iniciais: Requisito imposto às concessionárias de distribuição e geração para garantir acesso a um suprimento estável de energia a preços que garantam uma taxa de retorno fixa para as empresas de geração durante o período de transição até o estabelecimento de um mercado de energia livre e competitivo.

Copel Distribuição: Entidade da Companhia dedicada ao negócio de distribuição.

Copel Geração e Transmissão ou Copel GeT: A entidade da Companhia responsável pelo negócio de geração e transmissão.

Custodiante: Itaú Unibanco S.A., custodiante das ações Classe B representadas por ADSs.

Decreto nº 6.306/07: Decreto tributário brasileiro nº 6.306, de 14 de dezembro de 2007, que regulamenta o imposto sobre o crédito, câmbio e seguro, ou relativos a títulos mobiliários - IOF.

Deloitte: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes.

Depositário: Bank of New York Mellon, na qualidade de depositário.

Distribuição: a transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de suprimento da rede e sua entrega a consumidores por meio de linhas de distribuição com voltagens entre 13,8 kV e 44 kV.

Distribuidor: uma entidade que fornece energia elétrica a um grupo de consumidores por meio de uma rede de distribuição.

Dólares Americanos, dólares ou US$: Dólares norte-americanos.

EER: O Encargo de Energia de Reserva é uma taxa regulamentar que objetiva angariar fundos para reservas de energia contratada por meio da CCEE.

Elejor: Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.

Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas S.A.

Energia Assegurada: Montante determinado atribuído a cada usina hidrelétrica de acordo com critérios de risco de fornecimento de energia definidos pelo MME. A energia assegurada também representa a energia máxima que pode ser vendida pelo gerador conforme previsto no contrato de concessão, independentemente do volume de eletricidade efetivamente gerado pela usina.

Fundo RGR: Um fundo de reserva criado para fornecer pagamentos compensatórios a companhias de eletricidade para certos ativos utilizados juntamente com uma concessão caso a concessão seja revogada ou não seja renovada.

Furnas: Furnas Centrais Elétricas S.A

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Gigawatt-hora (GWh): um gigawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um bilhão de watts-horas.

IASB: International Accounting Standards Board.

Ibovespa: O Índice BM&FBovespa.

IFRS: International Financial Reporting Standards, as normas internacionais de contabilidade.

IGP-DI: Índice Geral de Preços—Disponibilidade Interna.

Índice IGP-M: Índice Geral de Preços do Mercado.

IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo.

Itaipu: Itaipu Binacional, usina hidrelétrica igualmente administrada pelo Brasil e Paraguai, com capacidade instalada de 14.000 MW.

KPMG: KPMG Auditores Independentes.

Latibex: Mercado de valores latino-americanos em euros, parte da Bolsa de Valores de Madri.

Lei de Renovação das Concessões 2013: Lei 12.783, sancionada em 11 de janeiro de 2013, a qual prevê que a maior parte das concessões de geração, transmissão e distribuição podem ser renovadas a pedido da concessionária por um período adicional de 30 anos, sob a condição de a concessionária concordar em alterar os termos do contrato de concessão para refletir um novo regime de tarifas a ser estabelecido pela ANEEL.

Leilão de Energia de Reserva: mecanismo de contratação da energia de reserva criado para aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN). O leilão de reserva funciona como um seguro que as distribuidoras de energia contratam para utilizar quando há descompasso entre demanda e oferta prevista. Esta modalidade de contratação é formalizada mediante a celebração do CER entre os agentes vendedores nos leilões e a CCEE.

Leilões A-3:Denominação de leilões de energia para novos projetos de geração, conduzidos no ambiente regulado brasileiro no terceiro ano antes da data inicial de entrega.

Leilões A-5:Denominação de leilões de energia para novos projetos de geração, conduzidos no ambiente regulado brasileiro no quinto ano antes da data inicial de entrega.

Megawatt (MW): um milhão de watts.

Megawatt médio: montante de energia em MWh dividido pelo tempo (em horas) em que essa energia é produzida ou consumida.

Megawatt-hora (MWh): um megawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um milhão de watts-horas.

Mercado Livre: Segmento do mercado que permite certo grau de competição. O mercado livre abrange especificamente compra de eletricidade por entidades não reguladas como Consumidores Livres e comercializadores de energia.

Mercado Regulado: segmento do mercado em que as concessionárias de distribuição adquirem toda a

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eletricidade para suprir consumidores por meio de leilões públicos. Os leilões são administrados pela ANEEL, diretamente ou por meio da CCEE, sob certas diretrizes emitidas pelo MME. O mercado regulado é geralmente considerado o mais estável em termos de fornecimento de eletricidade.

Mercado à vista: Segmento de mercado não regulado em que a eletricidade é comprada ou vendida para entrega imediata. Em geral, o preço de compra de energia no mercado à vista tende a ser substancialmente maior que o preço da energia sob contratos de compra de energia de longo prazo.

MME: Ministério de Minas e Energia.

MRE: O Mecanismo de Realocação de Energia busca mitigar os riscos dos agentes de geração causados por variações nas vazões de rios (risco hidrológico).

ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico.

Paraíso Fiscal: Um acionista situado em paraísos fiscais (isto é, um país ou local que não cobre imposto de renda ou onde a alíquota máxima seja inferior a 20% ou onde a legislação local imponha restrições à divulgação da composição acionária ou a titularidade do investimento ou o beneficiário efetivo dos rendimentos provenientes de transações realizadas e atribuíveis a um Detentor Não Brasileiro).

PCH - Pequena Central Hidrelétrica: usinas hidrelétricas com capacidade geradora entre 1.000 kW e 30.000 kW cujo reservatório cobre área igual ou inferior a 3,0 km2.

PIE: Produtor Independente de Energia, uma pessoa jurídica ou consórcio que detém uma concessão ou autorização para gerar energia para venda por sua própria conta a concessionárias do serviço público de energia elétrica ou a Consumidores Livres.

Principal Concessão de Transmissão: contrato de concessão de transmissão nº 060/2001 constituído por diversos ativos de transmissão que estavam em operação no ano de 2001(data de execução do contrato de concessão).

Programa de Racionamento: Um programa instituído pelo governo federal com vistas à redução do consumo de energia, em vigor de primeiro de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, período em que o nível de chuva no Brasil foi baixo.

Quilovolt (kV): 1.000 volts.

Quilowatt-hora (kWh): um quilowatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou mil watts-horas.

Real, Reais ou R$: real

Receita Anual Permitida (RAP): A receita anual estabelecida pela ANEEL a ser cobrada por uma concessionária de transmissão pelo uso de suas linhas de transmissão por terceiros, o que inclui Consumidores Livres, geradores e distribuidores.

Sanepar: Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar.

Securities Exchange Act: Lei de Valores Mobiliários (U.S. Securities Exchange Act) de 1934, conforme alterada.

Sercomtel Telecomunicações: Sercomtel Telecomunicações S.A.

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Sistema Interligado de Transmissão: sistemas ou redes para a transmissão de energia interligados por meio de uma ou mais linhas e/ou transformadores.

Subestação: um conjunto de equipamentos que comuta e/ou altera ou regula a tensão da eletricidade num sistema de transmissão e distribuição.

Tarifa de Fornecimento: Receita cobrada pelas concessionárias de distribuição de seus consumidores. Cada consumidor se enquadra num determinado nível tarifário definido por lei e baseado na classificação do consumidor, embora haja alguma flexibilidade de acordo com a natureza da demanda de cada consumidor. As tarifas de fornecimento estão sujeitas a reajustes anuais pela ANEEL.

Tarifa de Transmissão: receita cobrada pelas concessionárias de transmissão com base na rede de transmissão que possuem e operam. As tarifas de transmissão estão sujeitas a revisões periódicas pela ANEEL.

Tarifa Média: Receita total de vendas dividida pelo total de MWh vendidos para cada período considerado, incluindo, no caso da Companhia, eletricidade não faturada, ou eletricidade entregue mas cuja fatura ainda não foi entregue. A receita total de venda, para fins de cálculo da tarifa média, inclui tanto o faturamento bruto (antes da dedução do ICMS) como vendas de eletricidade não faturadas, sobre as quais o ICMS ainda não incidiu.

Titular Não-Brasileiro: Um indivíduo, entidade, fundo ou organização residente ou domiciliado fora do Brasil por motivos de tributação brasileira que adquire, possui e vende Ações Classe B ou ADSs.

Titular residente nos EUA: Um titular beneficiário de uma Ação da Classe B ou ADS que é (i) um indivíduo cidadão ou residente nos Estados Unidos da América; (ii) uma empresa ou qualquer outra entidade geradora de imposto como uma empresa, criada em conformidade com a legislação dos Estados Unidos, de qualquer estado do país ou do Distrito de Colúmbia; ou (iii) sujeito à tributação federal dos Estados Unidos numa base líquida em relação à Ação da Classe B ou ADS.

Titulares Residentes em Paraísos Fiscais: Um acionista que reside em jurisdições de paraíso fiscal (i.e. um país ou região que não cobra imposto de renda ou onde a alíquota de imposto de renda máxima é abaixo de 20% ou onde a legislação local impõe restrições na divulgação da composição ou participação acionária do investimento ou o titular beneficiário da renda é decorrente de transações executadas por e atribuíveis a um Titular Não-Residente no Brasil).

TJLP: Taxa de Juros a Longo Prazo.

Transmissão: a transferência em grosso de eletricidade de instalações de geração à rede de distribuição em um centro de carga por meio da rede de transmissão (em linhas com capacidade entre 69 kV e 525 kV).

Unidade Geradora: um gerador elétrico juntamente com a turbina ou outro dispositivo que o impulsiona.

Usina Hidrelétrica: uma unidade geradora que usa a força da água para movimentar o gerador elétrico.

Usina Termelétrica: unidade geradora que utiliza combustível como carvão, óleo, diesel, gás natural ou outros hidrocarbonetos como fonte de energia para movimentar o gerador elétrico.

Valor Anual de Referência: Mecanismo estabelecido pela regulamentação brasileira que limita os custos que podem ser passados para Consumidores Finais. O mecanismo corresponde à média ponderada dos preços de eletricidade nos Leilões A-5 e A-3 (excluindo leilões de energia alternativa), calculada para todas as companhias de distribuição.

Volt: a unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada.

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Watt: a unidade básica de potência elétrica.

144

ASSINATURAS

A registrante certifica por meio desta que ela atende a todas as exigências para arquivamento em Formulário 20-F e que autorizou devidamente o signatário abaixo a assinar por ela este relatório anual.

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL

Por: /s/Antonio Sergio de Souza Guetter Nome: Antonio Sergio de Souza Guetter Cargo: Diretor Presidente

Por: /s/ Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Nome: Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Cargo: Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Data: 27 de Abril de 2017

A Deloitte refere-se a uma ou mais entidades da Deloitte Touche Tohmatsu Limited, uma sociedade privada, de responsabilidade limitada, estabelecida no Reino Unido ("DTTL"), sua rede de firmas-membro, e entidades a ela relacionadas. A DTTL e cada uma de suas firmas-membro são entidades legalmente separadas e independentes. A DTTL (também chamada "Deloitte Global") não presta serviços a clientes. Consulte www.deloitte.com/about para obter uma descrição mais detalhada da DTTL e suas firmas-membro. A Deloitte oferece serviços de auditoria, consultoria, assessoria financeira, gestão de riscos e consultoria tributária para clientes públicos e privados dos mais diversos setores. A Deloitte atende a quatro de cada cinco organizações listadas pela Fortune Global 500®, por meio de uma rede globalmente conectada de firmas-membro em mais de 150 países, trazendo capacidades de classe global, visões e serviços de alta qualidade para abordar os mais complexos desafios de negócios dos clientes. Para saber mais sobre como os cerca de 225.000 profissionais da Deloitte impactam positivamente nossos clientes, conecte-se a nós pelo Facebook, LinkedIn e Twitter. © 2017 Deloitte Touche Tohmatsu. Todos os direitos reservados.

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2017-CWT-0221.doc

(Tradução livre do original emitido em inglês)

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Ao Conselho de Administração e Acionistas da Companhia Paranaense de Energia - Copel Curitiba - PR

Examinamos o balanço patrimonial consolidado da Companhia Paranaense de Energia – Copel e suas controladas (“Companhia”) levantado em 31 de dezembro de 2016 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa o exercício findo em 31 de dezembro de 2016. A Administração da Companhia é responsável pelas demonstrações financeiras. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria.

Nossa auditoria foi conduzidas de acordo com as normas do Public Company Accounting

Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos). Essas normas requerem que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante. Uma auditoria compreende examinar, em base de testes, as evidências que suportam os valores e as divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Uma auditoria inclui, também, a avaliação dos princípios contábeis utilizados e as principais estimativas feitas pela Administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Acreditamos que nossa auditoria é apropriada para fundamentar nossa opinião.

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Paranaense de Energia - Copel e suas controladas em 31 de dezembro de 2016, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (“IFRSs”) emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB.

Examinamos, também, os controles internos da Companhia sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2016, de acordo com as normas do Public

Company Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos) e com os critérios estabelecidos no Internal Control - Integrated Framework (2013) emitido pelo Committee of

Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”), e nosso relatório, datado de 27 de abril de 2017, continha opinião a respeito dos controles internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros, sem ressalvas.

As demonstrações financeiras foram traduzidas para o português do original emitido em inglês.

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU Auditores Independentes

Curitiba, Paraná, Brasil 27 de abril de 2017

KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), uma entidade suíça.

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1

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Relatório dos auditores independentes Ao Conselho de Administração e Acionistas da Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Examinamos o balanço patrimonial consolidado da Companhia Paranaense de Energia - COPEL (“Companhia”) e suas controladas em 31 de dezembro de 2015, e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, do resultado abrangente, da mutação do patrimônio líquido, e dos fluxos de caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014. A Administração da Companhia é responsável por essas demonstrações financeiras consolidadas. Nossa responsabilidade é de expressar uma opinião sobre estas demonstrações financeiras consolidadas. Nossas auditorias foram conduzidas de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos da América). Essas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada para obter segurança razoável sobre o quanto as demonstrações financeiras estão livres de erro material. Nossas auditorias das demonstrações financeiras consolidadas incluíram o exame, com base em testes, de evidências suportes dos saldos e divulgações nas demonstrações financeiras, avaliação dos princípios contábeis utilizados e as estimativas significativas feitas pela Administração, e avaliação da apresentação geral das demonstrações financeiras. Nossas auditorias também incluíram a execução de outros procedimentos conforme considerado necessário nas circunstâncias. Nós acreditamos que nossas auditorias proporcionam uma base razoável para as nossas opiniões.

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas referidas acima apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Companhia e suas controladas em 31 de dezembro de 2015, e o resultado de suas operações e dos fluxos de caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, em conformidade com International Financial Reporting Standards como emitido pelo International Accounting Standards Board.


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2

Conforme descrito na nota explicativa 4.1 das demonstrações financeiras consolidadas, em 2016, a Companhia alterou sua política contábil para reclassificar em sua demonstração do resultado consolidada certas transações de distribuição de energia elétrica. Essa alteração foi aplicada retrospectivamente na demonstração do resultado consolidada da Companhia em 2015 e 2014. Os efeitos da alteração de política contábil sobre os montantes previamente apresentados na demonstração do resultado consolidada de 2015 e 2014 estão também explicados na nota 4.1 das demonstrações financeiras consolidadas.

Curitiba, Brasil 27 de abril de 2016, exceto pela Nota 4.1, datada em 27 de abril de 2017 /s/ KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 F-PR Relatório original assinado por João Alberto Dias Panceri Contador CRC PR-048555/O-2

Companhia Paranaense de Energia – Copel e Subsidiár ias Demonstrações Financeiras Consolidadas de 31 de dez embro de 2016, 2015 e 2014 e Relatório dos Auditores Independentes

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Balanço Patrimonial Consolidado Em 31 de dezembro 2016 e 2015 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-1

ATIVO NE nº 31.12.2016 31.12.2015

CIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 5 982.073 1.480.727

Títulos e valores mobiliários 6 302.398 406.274

Cauções e depósitos vinculados 1.294 2.000

Clientes 7 2.217.355 3.032.827

Dividendos a receber 71.758 40.345

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 8 - 111.663

Ativos financeiros setoriais 9 - 910.759

Contas a receber vinculadas à concessão 10 65.595 9.162

Outros créditos 12 306.933 474.889

Estoques 130.637 131.018

Imposto de renda e contribuição social 13.1 188.952 194.244

Outros tributos a recuperar 13.3 67.931 70.725

Despesas antecipadas 14 39.096 49.282

Partes relacionadas 15 28.968 19.482

4.402.990 6.933.397

NÃO CIRCULANTE

Realizável a Longo Prazo

Títulos e valores mobiliários 6 195.096 91.117

Outros investimentos temporários 16 408.297 -

Cauções e depósitos vinculados 23.1 73.074 86.137

Clientes 7 270.786 75.062

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 8 1.522.735 1.271.579

Depósitos judiciais 17 657.603 719.927

Ativos financeiros setoriais 9 - 134.903

Contas a receber vinculadas à concessão 10 3.748.335 1.358.451

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 11 67.401 219.556

Outros créditos 12 73.551 31.614


Imposto de renda e contribuição social diferidos 13.2 803.477 537.562

Outros tributos a recuperar 13.3 131.108 112.902

Despesas antecipadas 14 25.583 25.493

Partes relacionadas 15 155.141 192.803

8.302.154 4.951.792

Investimentos 18 2.334.950 2.224.710

Imobilizado 19 8.934.303 8.692.682

Intangível 20 6.459.812 6.145.076

26.031.219 22.014.260

TOTAL DO ATIVO 30.434.209 28.947.657

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras.

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Balanço Patrimonial Consolidado, continuação Em 31 de dezembro 2016 e 2015 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-2

PASSIVO NE nº 31.12.2016 31.12.2015

CIRCULANTE

Obrigações sociais e trabalhistas 21 287.797 258.401

Fornecedores 22 1.255.639 1.613.126


Outras obrigações fiscais 13.3 294.994 340.948

Empréstimos e financiamentos 23 1.470.742 308.558

Debêntures 24 1.131.198 924.005

Dividendos a pagar 266.831 346.007

Benefícios pós-emprego 25 47.894 43.323

Encargos do consumidor a recolher 26 141.712 277.458

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 27 231.513 167.881

Contas a pagar vinculadas à concessão 28 66.210 61.786

Passivos financeiros setoriais 9 155.261 -

Outras contas a pagar 29 264.791 135.709

5.656.036 4.789.118

NÃO CIRCULANTE

Fornecedores 22 36.711 5.923

Imposto de renda e contribuição social diferidos 13.2 178.430 214

Outras obrigações fiscais 13.3 303.146 257.273

Empréstimos e financiamentos 23 2.575.551 3.768.502

Debêntures 24 3.659.611 2.759.923

Benefícios pós-emprego 25 721.971 551.337

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 27 252.376 231.112

Contas a pagar vinculadas à concessão 28 499.332 473.879

Passivos financeiros setoriais 9 123.731 -

Outras contas a pagar 29 30.525 30.962

Provisões para litígios 30 1.241.343 1.494.936

9.622.727 9.574.061

PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Atribuível aos acionistas da empresa controladora

Capital social 31.1.1 7.910.000 6.910.000

Ajustes de avaliação patrimonial 31.1.2 998.466 1.177.372

Reserva legal 31.1.3 792.716 744.784

Reserva de retenção de lucros 31.1.3 5.162.983 5.413.572

14.864.165 14.245.728

Atribuível aos acionistas não controladores 18.2.2 291.281 338.750

15.155.446 14.584.478

TOTAL DO PASSIVO 30.434.209 28.947.657


COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Demonstração do Resultado Consolidado Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-3

Reapresentado ReapresentadoNE nº 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 32 13.101.753 14.945.844 13.995.506

Custos Operacionais 33 (10.234.115) (11.799.316) (11.288.762)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 2.867.638 3.146.528 2.706.744

Outras Receitas (Despesas) OperacionaisDespesas com vendas 33 (250.448) (283.397) (120.987) Despesas gerais e administrativas 33 (741.145) (670.606) (552.116) Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas 33 (53.638) (158.619) (389.568) Resultado da equivalência patrimonial 18 221.695 92.545 159.955

(823.536) (1.020.077) (902.716)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 2.044.102 2.126.451 1.804.028

Resultado Financeiro 34Receitas financeiras 896.553 769.627 624.989 Despesas financeiras (1.462.297) (1.098.298) (571.386)

(565.744) (328.671) 53.603

LUCRO OPERACIONAL 1.478.358 1.797.780 1.857.631

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 13.4Imposto de renda e contribuição social (589.322) (698.023) (747.869) Imposto de renda e contribuição social diferidos 58.754 165.794 225.853

(530.568) (532.229) (522.016)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 947.790 1.265.551 1.335.615 Atribuído aos acionistas da empresa controladora 958.650 1.192.738 1.205.950 Atribuído aos acionistas não controladores 18.2.2 (10.860) 72.813 129.665

LUCRO LÍQUIDO BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO ATRIBUÍDO A OS ACIONISTAS DA EMPRESA CONTROLADORA - em reais

Ações ordinárias 31.1.3 3,34587 4,16287 4,20899 Ações preferenciais classe "A" 31.1.3 3,68045 4,57807 4,62953 Ações preferenciais classe "B" 31.1.3 3,68045 4,56917 4,62989


COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Demonstrações Consolidadas de Resultados Abrangente s Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-4

NE nº 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 947.790 1.265.551 1.335.615 Outros resultados abrangentes

Itens que não serão reclassificados para o resultad oGanhos (perdas) com passivos atuariais

benefícios pós-emprego (88.906) 410.330 140.383 benefícios pós-emprego - equivalência patrimonial 31.1.2 (852) 19.660 (582)

Tributos sobre outros resultados abrangentes 31.1.2 30.174 (139.059) (48.584) Itens que poderão ser reclassificados para o result adoGanhos com ativos financeiros disponíveis para venda 31.1.2 3.612 628 880 Outros ajustes - controlada - - (2.777) Tributos sobre outros resultados abrangentes 31.1.2 (1.229) (215) 647

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos (57.201) 291.344 89.967

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 890.589 1.556.895 1.425.582

Atribuível aos acionistas da empresa Controladora 901.384 1.483.587 1.297.225 Atribuível aos acionistas não controladores (10.795) 73.308 128.357


COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Demonstrações Consolidadas das Mutações do Patrimôn io Líquido Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-5

Atribuível

aos

Custo Outros Reserva Dividendo acionistas

Capital atribuído do resultados Reserva de retenção adi cional Lucros não contro- Total

social imobilizado abrangentes legal de lucros proposto acumulados Total ladores Consolidado

Saldo em 1º de janeiro de 2014 6.910.000 1.238.955 (255.796) 624.849 3.897.833 235.498 - 12.651.339 277.413 12.928.752

Lucro líquido do exercício - - - - - - 1.205.950 1.205.950 129.665 1.335.615

Outros resultados abrangentes

Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 31.1.2 - - (700) - - - - (700) (550) (1.250)

Ganhos atuariais, líquidos de tributos 31.1.2 - - 91.975 - - - - 91.975 (758) 91.217

Resultado abrangente total do excercício - - 91.275 - - - 1.205.950 1.297.225 128.357 1.425.582

Realização de perdas atuariais, líquida de tributos 31.1.2 - - 4.381 (4.381) - - - - -

Deliberação do dividendo adicional proposto - - - - - (235.498) - (235.498) - (235.498)

Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - - 60.298 - - (60.298) - - -

Juros sobre o capital próprio 31.1.3 - - - - - - (30.000) (30.000) - (30.000)

Dividendos 31.1.3 - - - - - 241.753 (592.523) (350.770) (53.679) (404.449)

Reserva de retenção de lucros - - - - 622.523 - (622.523) - - -

Saldo em 31 de dezembro de 2014 6.910.000 1.137.104 (160.140) 685.147 4.516.825 241.753 - 13.330.689 352.091 13.682.780

Lucro líquido do exercício - - - - - - 1.192.738 1.192.738 72.813 1.265.551


Ganhos com ativos financeiros, líquidos de tributos 31.1.2 - - 413 - - - - 413 - 413

Ganhos atuariais, líquidos de tributos 31.1.2 - - 290.436 - - - - 290.436 495 290.931

Resultado abrangente total do exercício - - 290.849 - - - 1.192.738 1.483.587 73.308 1.556.895

Realização do custo atribuído do imobilizado, líquida de tributos 31.1.2 - (90.441) - - - - 90.441 - - -

Deliberação do dividendo adicional proposto - - - - - (241.753) - (241.753) (8.733) (250.486)

Distribuição de dividendos com lucros retidos - - - - - - - - (48.601) (48.601)


Reserva legal - - - 59.637 - - (59.637) - - -


Dividendos 31.1.4 - - - - - - (128.795) (128.795) (29.315) (158.110)


Saldo em 31 de dezembro de 2015 6.910.000 1.046.663 130.709 744.784 5.413.572 - - 14.245.728 338.750 14.584.478

Lucro líquido (prejuízo) do exercício - - - - - - 958.650 958.650 (10.860) 947.790


Ganhos com ativos financeiros, líquidos de tributos 31.1.2 - - 2.383 - - - - 2.383 - 2.383

Ganhos (perdas) atuariais, líquidas de tributos 31.1.2 - - (59.649) - - - - (59.649) 65 (59.584)

Resultado abrangente total do exercício - - (57.266) - - - 958.650 901.384 (10.795) 890.589

Realização do custo atribuído do imobilizado, líquida de tributos 31.1.2 - (101.707) - - - - 101.707 - - -

Realização de ganhos atuariais 31.1.2 (19.933) 19.933 - - - - -

Deliberação do dividendo adicional proposto 18.2.2 - - - - - - - - (23.072) (23.072)

Distribuição de dividendos com lucros retidos 18.2.2 - - - - - - - - (9.342) (9.342)

Aumento de capital 1.000.000 - - - (1.000.000) - - - - -


Reserva legal - - - 47.932 - - (47.932) - - -


Dividendos 31.1.4 - - - - - - - - (4.260) (4.260)


Saldo em 31 de dezembro de 2016 7.910.000 944.956 53.510 792.716 5.162.983 - - 14.864.165 291.281 15.155.446

Atribuível aos acionistas da empresa controladora

Ajustes de avaliaçãopatrimonial

Reservas de lucros

NE nº


COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Demonstração Consolidada dos Fluxos de Caixa Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-6

NE nº 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014 FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS

Lucro liquido do exercicio 947.790 1.265.551 1.335.615 Ajustes para a reconciliação do lucro liquido do e xercicio com a geração de caixa das atividades operacionais:

Variações monetárias e camiais não realizadas - líquidas 1.142.316 617.197 399.757Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 9.2 1.079.662 (858.170) (1.033.866)Juros efetivos - bonificação de outorga 10.2 (96.783) - - Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão 10.3 (98.780) (110.893) (58.782)Reversão de estimativa de perdas com contas a receber vinculadas à concessão 10.3 (29.025) - - Remuneração pela remensuração do fluxo de caixa dos ativos RBSE 10.4 (809.639) - - Imposto de renda e contribuição social 13.4 589.322 698.023 747.869Imposto de renda e contribuição social dos diferidos 13.4 (58.754) (165.794) (225.853)Resultado da repactuação do risco hidrológico 20.1 (26.872) (134.620) - Resultado da equivalência patrimonial 18.1 (221.695) (92.545) (159.955)Reversão de provisão para perdas com desvalorização de investimentos 18.1 - - (6.981)Reconhecimento do valor justo das contas a receber vinculadas à concessão 32 (132.741) (217.713) (76.989)Resultado da alteração de método de avaliação de investimento 33.6 (52.107) - - Apropriação docálculo atuarial dos benefícios pós-emprego 25.4 130.707 143.202 102.108Apripriação da contribuições previdenciárias e assistenciais 25.4 142.735 133.428 118.392Constituição para programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 27.2 101.946 128.898 115.368Depreciação e Amortização 33 708.296 676.472 629.943Perdas estimadas, provisões e reversões operacionais líquidas 33.4 768.696 210.829 1.203.682Baixas de contas a receber vinculadas à concessão 10.1 54 40.757 23.884Resultado das baixas de imobilizado 19.2 27.316 41.715 5.670Resultado das baixas de intangíveis 20.1 47.434 30.026 10.479

4.159.878 2.406.363 3.130.341Redução (aumento) dos ativos

Clientes 578.116 (1.022.952) (789.176)Dividendos e juros sobre o capital próprio recebidos 154.877 62.070 43.860Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 8.1 49.425 178.588 172.078Depósitos judiciais 62.324 16.326 (61.028)Ativos financeiros setoriais 9.2 258.779 975.053 - Contas a receber vinculadas à indenização da concessão - 321.409 306.814Outros créditos 15.244 (16.238) (90.184)Estoques 381 19.604 (11.344)Imposto de rendae contribuição social (69.989) (55.241) 97.512Outros tributos a recuperar (25.608) 49.229 (17.879)Despesas antecipadas 10.096 (5.814) 80Partes relacionadas - (49.911) (137.137)

1.033.645 472.123 (486.404)Aumento (redução) dos passivos

Obrigações sociais e trabalhistas 29.396 5.783 12.792Fornecedores (666.864) (173.809) 94.244Outras obrigações fiscais (62.239) 144.711 (144.932)Benefícios pós-emprego 25.4 (187.143) (170.258) (148.731)Encargos do consumidor a recolher (135.746) 254.225 (14.761)Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 27.2 (58.831) (99.729) (85.584)Contas a pagar vinculadas à concessão 28.2 (648.593) (55.346) (51.716)Outras contas a pagar (23.605) 8.377 33.182Provisões para litígios quitadas 30.1.1 (193.197) (163.684) (53.343)

(1.946.822) (249.730) (358.849)

CAIXA GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 3.246.701 2.628.756 2.285.088Imposto de renda e contribuição social pagos (859.784) (488.289) (736.613)Encargos de empréstimos e financiamentos pagos 23.4 (362.128) (452.924) (259.388)Encargos e debêntures pagos 24.2 (547.971) (366.815) (197.715)

CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 1.476.818 1.320.728 1.091.372 (continua)

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Demonstração Consolidada dos Fluxos de Caixa, conti nuação Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-7

NE nº 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Aplicações financeiras 13.664 76.883 (103.603) Espréstimos concedidos a partes relacionadas (9.422) (29.400) - Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 5.112 7.805 - Aquisições de controladas - efeito líquido do caixa adquirido - - 149.760 Aportes em investimentos 18.1 (505.098) (528.629) (628.621) Redução de capital em investidas 74.983 - - Aquisições de imobilizado (1.284.436) (752.529) (894.575) Participação financeira do consumidor - imobilizado 40 - - Aquisições de intangível 20.1 (928.727) (968.802) (1.254.570) Participação financeira do consumidor - intangível 20.1 122.809 243.054 168.933

CAIXA LIQUIDO UTILIZADO PELAS ATIVIDADES DE INVESTI MENTOS (2.511.075) (1.951.618) (2.562.676)

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Ingresso de empréstimos e financiamentos 23.4 93.806 1.836.190 221.556 Ingresso de debêntures emitidas 24.2 1.822.965 1.168.633 1.383.378 Amortizações de principal de empréstimos e financiamentos 23.4 (226.973) (1.170.987) (425.554) Amortizações de principal de debêntures 24.2 (785.239) (154.822) (40.608) Dividendos e Juros sobre o capital próprio pagos (368.956) (307.528) (668.969)

CAIXA LÍQUIDO (UTILIZADO) GERADO PELAS ATIVIDADES D E FINANCIAMENTO 535.603 1.371.486 469.803

TOTAL DOS EFEITOSNO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA (498.654) 740.596 (1.001.501)

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 5 1.480.727 740.131 1.741.632 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 5 982.073 1.480.727 740.131

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA (498.654) 740.596 (1.001.501)


COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-8

1 Contexto Operacional

A Companhia Paranaense de Energia (Copel, Companhia ou Controladora), com sede na Rua Coronel

Dulcídio, 800, Curitiba - PR, é uma sociedade por ações, de economia mista, de capital aberto, controlada

pelo Estado do Paraná, e cujas ações são negociadas no Nível 1 de Governança Corporativa dos

Segmentos Especiais de Listagem da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros e

também negociadas na Bolsas de Valores de Nova Iorque (NYSE) e de Madri, no segmento latino-

americano (Latibex).

A Copel e suas controladas têm como principais atividades, regulamentadas pela Agência Nacional de

Energia Elétrica - Aneel, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME, pesquisar, estudar, planejar,

construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, em

qualquer de suas formas, principalmente a elétrica. Adicionalmente, a Copel tem participação em

consórcios, em empresas privadas e de economia mista, com o objetivo de desenvolver atividades,

principalmente, nas áreas de energia, telecomunicações e gás natural.

1.1 Participações societárias da Copel

A Copel participa, direta ou indiretamente, em controladas (1.1.1), em empreendimentos controlados em

conjunto (1.1.2), em coligadas (1.1.3) e em operações em conjunto (1.1.4).

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL e Subsidiár ias Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas, c ontinuação Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 , 2015 e 2014 Todos os montantes são expressos em milhares de rea is, exceto quando indicado de outra forma

F-9

1.1.1 Controladas

Sede Atividade principal % Investidora

Copel Geração e Transmissão S.A. (Copel GeT) Curitiba/PR Geração e transmissão de energia elétrica 100,0 Copel

Copel Distribuição S.A. (Copel DIS) Curitiba/PR Distribuição de energia elétrica 100,0 Copel

Copel Telecomunicações S.A. (Copel TEL) Curitiba/PR Telecomunicações e comunicações 100,0 Copel

Copel Renováveis S.A. (Copel REN) Curitiba/PR Controle e gestão de participações 100,0 Copel

Copel Comercialização S.A. (Copel Energia) Curitiba/PR Comercialização de energia 100,0 Copel

Companhia Paranaense de Gás - Compagás Curitiba/PR Distribuição de gás canalizado 51,0 Copel

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. Curitiba/PR Geração de energia elétrica 70,0 Copel

UEG Araucária Ltda. Curitiba/PR Geração de energia elétrica - gás natural 20,0 Copel

60,0 Copel GeT

São Bento Energia, Investimentos e Participações S.A. (São Bento) Curitiba/PR Controle e gestão de participações 100,0 Copel GeT

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. S. Miguel do Gostoso/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. Parazinho/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. Parazinho/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. Touros/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Santa Maria Energias Renováveis S.A. Maracanaú/CE Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Santa Helena Energias Renováveis S.A. Maracanaú/CE Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Ventos de Santo Uriel S.A. João Câmara/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Copel GeT

Cutia Empreendimentos Eólicos S.A. (Cutia) Curitiba/PR Controle e gestão de participações 100,0 Copel GeT

Copel Brisa Potiguar S.A. (a) Curitiba/PR Controle e gestão de participações 100,0 Copel REN

GE Olho D’Água S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 São Bento

GE Boa Vista S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 São Bento

GE Farol S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 São Bento

GE São Bento do Norte S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 São Bento

Central Geradora Eólica São Bento do Norte I S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Central Geradora Eólica São Bento do Norte II S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Central Geradora Eólica São Bento do Norte III S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Central Geradora Eólica São Miguel I S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Central Geradora Eólica São Miguel II S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Central Geradora Eólica São Miguel III S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Guajiru S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Jangada S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Potiguar S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Cutia S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Maria Helena S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Esperança do Nordeste S.A.(a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

Usina de Energia Eólica Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica - fontes eólicas 100,0 Cutia

(a) Fase pré-operacional.

1.1.2 Empreendimentos controlados em conjunto

Empreendimento controlado em conjunto Sede Atividade principal % Investidora

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. São Paulo/SP Participação em sociedades 49,0 Copel

Paraná Gás Exploração e Produção S.A. (a) Curitiba/PR Extração de petróleo e gás natural 30,0 Copel

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 51,0 Copel GeT

Marumbi Transmissora de Energia S.A. Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 80,0 Copel GeT

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Florianópolis/SC Transmissão de energia elétrica 20,0 Copel GeT

Caiuá Transmissora de Energia S.A. Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 49,0 Copel GeT

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 49,0 Copel GeT

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 49,0 Copel GeT

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 49,0 Copel GeT

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. (b) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 24,5 Copel GeT

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. (b) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 50,1 Copel GeT

Cantareira Transmissora de Energia S.A. (b) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 49,0 Copel GeT

Dominó Holdings S.A. Curitiba/PR Participação em sociedade de saneamento básico 49,0 Copel Energia

(a) Empreendimento com suas atividades paralisadas devido a uma Ação Civil Pública.

(b) Fase pré-operacional.

Participação


F-10

1.1.3 Coligadas

Participação %

Coligada Sede Atividade principal Copel

Dona Francisca Energética S.A. Agudo/RS Geração de energia elétrica 23,03

Foz do Chopim Energética Ltda. Curitiba/PR Geração de energia elétrica 35,77

Carbocampel S.A. Figueira/PR Exploração de carvão 49,0

Dois Saltos Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica Ltda. (a) Curitiba/PR Geração de energia elétrica 30,0

Copel Amec S/C Ltda. - em liquidação Curitiba/PR Serviços 48,0

Sercomtel S.A. Telecomunicações (b) Londrina/PR Telecomunicações 45,0


(b) Investimento reduzido a zero por conta dos testes de recuperação de ativos.

1.1.4 Operações em conjunto (consórcios)

EmpreendimentoParticipação %

Copel GeT Demais consorciados

Usina Hidrelétrica Gov. Jayme Canet Júnior (Mauá) 51,0 Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (49,0%)

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu (NE nº 19.7.1) (a) 30,0 Geração Céu Azul S.A (controlada da Neoenergia S.A. (70,0%)


2 Concessões e Autorizações

2.1 Contratos de Concessão/Autorização das partic ipações da Copel

Copel Participação % Vencimento

Contratos de Concessão / Autorização das Participaç ões Societárias

Copel DIS Contrato de concessão nº 046/1999, prorrogado pelo 5º Termo Aditivo 100 07.07.2045

Copel TEL Termo de Autorização n° 54/2003 - Anatel/SPV/PVST 100 Indeterminado

Termo de Autorização n° 305/2012 - Anatel/SPV/PVST 100 Indeterminado

Elejor Contrato de concessão nº 125/2001 - UHE Fundão e UHE Santa Clara 70 28.05.2037

Autorização - Resoluções nºs 753 e 757/2002 - PCHs Fundão I e Santa Clara I 70 18.12.2032

Dona Francisca Energética Contrato de concessão nº 188/1998 - UHE Dona Francisca 23 27.08.2033

Foz do Chopim Autorização - Resolução nº 114/2000 - PCH Arturo Andreoli 36 23.04.2030

UEG Araucária Autorização - Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (60% da Copel GeT) 20 22.12.2029

Compagás Contrato de concessão de distribuição de gás 51 06.07.2024

Dois Saltos (a) Autorização - Resolução n° 5204/2015 30 22.04.2045

Paraná Gás (b) PART-T-300_R12 Nº 4861-.0000.99/2014-00 - ANP 30 15.05.2045

Usina de Energia Eólica São João S.A. (c) Portaria MME nº 173 /2012 - EOL São João 49 25.03.2047

Usina de Energia Eólica Carnaúba S.A. (c) Portaria MME nº 204 /2012 - EOL Carnaúbas 49 08.04.2047

Usina de Energia Eólica Reduto S.A. (c) Portaria MME nº 230 /2012 - EOL Reduto 49 15.04.2047

Usina de Energia Eólica Santo Cristo S.A. (c) Portaria MME nº 233 /2012 - EOL Santo Cristo 49 17.04.2047

(a) Empreendimento em construção.

(b) Empreendimento com suas atividades paralisadas devido a uma Ação Civil Pública.

(c) Subsidiária integral da Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A.


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2.2 Contratos de Concessão/Autorização da Copel G eT e das suas participações societárias

Copel GeT Participação % Vencimento

CONCESSÕES ONEROSAS PELO DIREITO DE USO DO BEM PÚBL ICO - UBP

Contrato de Concessão de geração nº 001/2007 - UHE Gov. Jayme Canet Júnior (Mauá) 51 02.07.2042

Contrato de Concessão nº 001/2011 - UHE Colíder (a) 100 16.01.2046

Autorização - Portaria nº 133/2011 - PCH Cavernoso II 100 27.02.2046

Contrato de Concessão nº 002/2012 - UHE Baixo Iguaçu (a) 30 14.09.2049

Contrato de Concessão nº 007/2013

UHE Apucaraninha 100 12.10.2025

UHE Chaminé 100 16.08.2026

UHE Derivação do Rio Jordão 100 15.11.2029

UHE Cavernoso 100 07.01.2031

CONCESSÕES DE SERVIÇO PÚBLICO

Contrato de Concessão nº 045/1999

UTE Figueira 100 26.03.2019

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 100 17.09.2023

UHE São Jorge 100 03.12.2024

UHE Guaricana 100 16.08.2026

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 100 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 100 04.05.2030

Autorização - Resolução nº 278/1999 - EOL Palmas 100 28.09.2029

Despacho n° 182/2002 - CGH Melissa, CGH Pitangui e CGH Salto do Vau (apenas registro na Aneel) 100 -

Contrato de Concessão nº 002/2016 - UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) 100 05.01.2046

Em processo de homologação na Aneel - UHE Marumbi 100 -

Resolução Autorizativa Aneel nº 5373/2015 - CGH Chopim I (apenas registro na Aneel) 100 -


UEG Araucária Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (20% da Copel) 60 22.12.2029

Nova Asa Branca I Portaria MME nº 267/2011 - EOL Asa Branca I 100 24.04.2046

Nova Asa Branca II Portaria MME nº 333/2011 - EOL Asa Branca II 100 30.05.2046

Nova Asa Branca III Portaria MME nº 334/2011 - EOL Asa Branca III 100 30.05.2046

Nova Eurus IV Portaria MME nº 273/2011 - EOL Eurus IV 100 26.04.2046

Santa Maria Portaria MME nº 274/2012 - EOL SM 100 07.05.2047

Santa Helena Portaria MME nº 207/2012 - EOL Santa Helena 100 08.04.2047

Ventos de Santo Uriel Portaria MME nº 201/2012 - EOL Ventos de Santo Uriel 100 08.04.2047

GE Boa Vista Portaria MME nº 276/2011 - EOL Dreen Boa Vista 100 27.04.2046

GE Farol Portaria MME nº 263/2011 - EOL Farol 100 19.04.2046

GE Olho D’Água Portaria MME nº 343/2011 - EOL Dreen Olho D'Água 100 31.05.2046

GE São Bento do Norte Portaria MME nº 310/2011 - EOL Dreen São Bento do Norte 100 18.05.2046

Esperança do Nordeste Portaria MME nº 183/2015 - EOL Esperança do Nordeste (a) 100 10.05.2050

Paraíso dos Ventos do Nordeste Portaria MME nº 182/2015 - EOL Paraíso dos Ventos do Nordeste (a) 100 10.05.2050

Usina de Energia Eólica Jangada REA nº 3.257/2011 - EOL GE Jangada (a) 100 04.01.2042

Maria Helena REA nº 3.259/2011 - EOL GE Maria Helena (a) 100 04.01.2042

Usina de Energia Eólica Potiguar Portaria MME nº 179/2015 - EOL Potiguar (a) 100 10.05.2050

Usina de Energia Eólica Guajiru REA nº 3.256/2011 - EOL Dreen Guajiru (a) 100 04.01.2042

Usina de Energia Eólica Cutia REA nº 3.258/2011 - EOL Dreen Cutia (a) 100 04.01.2042

São Bento do Norte I Portaria n° 349/2015 - EOL São Bento do Norte I (a) 100 03.08.2050

São Bento do Norte II Portaria n° 348/2015 - EOL São Bento do Norte II (a) 100 03.08.2050

São Bento do Norte III Portaria n° 347/2015 - EOL São Bento do Norte III (a) 100 03.08.2050

São Miguel I Portaria n° 352/2015 - EOL São Miguel I (a) 100 03.08.2050

São Miguel lI Portaria n° 351/2015 - EOL São Miguel II (a) 100 03.08.2050

São Miguel III Portaria n° 350/2015 - EOL São Miguel III (a) 100 03.08.2050


Usina Hidrelétrica - UHE

Pequena Central Hidrelétrica - PCH

Usina Termelétrica - UTE

Usina Eolioelétrica - EOL

Central Geradora Hidrelétrica - CGH


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Copel GeT Participação % Vencimento

Contratos de Concessões de Linhas de Transmissão - LT e Subestações - SE

Contrato nº 060/2001 (prorrogado pelo 3º Termo Aditivo) - Instalações de transmissão - diversos empreendimentos 100 31.12.2042

Contrato nº 075/2001 - LT Bateias - Jaguariaíva 100 16.08.2031

Contrato nº 006/2008 - LT Bateias - Pilarzinho 100 16.03.2038

Contrato nº 027/2009 - LT Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste 100 18.11.2039

Contrato nº 010/2010 - LT Araraquara 2 - Taubaté (a) 100 05.10.2040

Contrato nº 015/2010 - SE Cerquilho III 100 05.10.2040

Contrato nº 022/2012 - LT - Foz do Chopim - Salto Osorio C2; LT 230 kV Londrina - Figueira 100 26.08.2042

Contrato nº 002/2013 - LT - Assis - Paraguaçu Paulista II; SE 230/88 kV Paraguaçu Paulista II 100 24.02.2043

Contrato nº 005/2014 - LT - Bateias - Curitiba Norte; SE 230/20138 kV Curitiba Norte 100 28.01.2044

Contrato nº 021/2014 - LT Foz do Chopim - Realeza (a); SE Realeza 230/20138 kV - Pátio novo em 230 kV (a) 100 04.09.2044

Contrato nº 022/2014 - LT Assis - Londrina (a) 100 04.09.2044

Contrato nº 006/2016 - LT 525kV Curitiba Leste - Blumenau C1 (a) 100 06.04.2046

Contrato nº 006/2016 - LT 230 kV Uberaba - Curitiba Centro C1 e C2 (Subterrânea) (a)

Contrato nº 006/2016 - SE 230/138 kV Curitiba Centro (SF6) - 230/138 kV - 2 x ATF 150 MVA (a)

Contrato nº 006/2016 - SE 230/138 kV Medianeira (pátio novo 230 kV) - 2 x 150 MVA (a)

Contrato nº 006/2016 - LT 230 kV Baixo Iguaçu - Realeza (a)

Contrato nº 006/2016 - SE 230/138 kV Andirá Leste - 2 x ATR 150 MVA (a)


Costa Oeste Transmissora Contrato nº 001/2012 - LT Cascavel Oeste - Umuarama; SE Umuarama 230/20138 kV 51 11.01.2042

Transmissora Sul Brasileira Contrato nº 004/2012 - LT Nova Santa Rita - Camaquã 3; 20 09.05.2042

LT 230 kV Camaquã 3 - Quinta; LT 525 kV Salto Santiago - Itá;

LT 525 kV Itá - Nova Santa Rita; SE Camaquã 3 230/69/2013,8 kV

Caiuá Transmissora Contrato nº 007/2012 - LT Umuarama - Guaíra; LT 230 kV Cascavel Oeste - Cascavel Norte; 49 09.05.2042

SE Santa Quitéria 230/69-13,8 kV; SE Cascavel Norte 230/20138-13,8 kV

Marumbi Transmissora Contrato nº 008/2012 - LT Curitiba - Curitiba Leste; SE Curitiba Leste 525/230 kV 80 09.05.2042

Integração Maranhense Contrato nº 011/2012 - LT Açailândia - Miranda II 49 09.05.2042

Matrinchã Transmissora Contrato nº 012/2012 - LT Paranaíta - Ribeirãozinho; LT 500 kV Paranaíta - Cláudia; 49 09.05.2042

SE Cláudia 500 kV; LT 500 kV Cláudia - Paranatinga; SE Paranatinga 500 kV;

LT 500 kV Paranatinga - Ribeirãozinho

Guaraciaba Transmissora Contrato nº 013/2012 - LT Ribeirãozinho - Marimbondo II; 49 09.05.2042

LT 500 kV Ribeirãozinho - Rio Verde Norte; LT 500 Rio Verde Norte - Marimbondo II;

Seccionamento das LTs 500 kV Marimbondo - Araraquara, na SE Marimbondo II;

SE Marimbondo II 500 kV

Paranaíba Transmissora Contrato nº 007/2013 - LT - T 500 kV Barreiras II - Rio das Éguas; 24,5 01.05.2043

LT 500 kV Rio Das Éguas - Luziânia (a); LT 500 kV Luziânia - Pirapora 2

Mata de Santa Genebra Contrato nº 001/2014 - LT - Itatiba - Bateias (a); LT 500 kV Itatiba - Bateias (a); 50,1 13.05.2044

LT 500 kV Araraquara 2 - Itatiba (a); LT 500 kV Araraquara 2 - Fernão Dias (a);

SE Santa Bárbara D'Oeste 440 kV (a); SE Itatiba 500 kV (a);

SE 500/440 kV Fernão Dias (a)

Cantareira Transmissora Contrato nº 019/2014 - LT - Estreito - Fernão Dias (a) 49 04.09.2044


3 Base de Preparação

3.1 Declarações de conformidade

As demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais de

Contabilidade (International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo International Accounting

Standards Board - IASB.

A Administração declara que todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e

somente elas, estão sendo evidenciadas, e que correspondem às utilizadas na gestão.

A emissão das demonstrações financeiras foi autorizada pela Diretoria em 27.04.2017.


F-13

3.2 Moeda funcional e moeda de apresentação

As demonstrações financeiras são apresentadas em real, que é a moeda funcional da Companhia. As

informações financeiras foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra

forma.

3.3 Base de mensuração

As demonstrações financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, com exceção de

determinados instrumentos financeiros e investimentos, conforme descrito nas respectivas práticas

contábeis e notas explicativas.

3.4 Uso de estimativas e julgamentos

Na preparação destas demonstrações financeiras, a Administração utilizou julgamentos, estimativas e

premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados dos ativos, passivos,

receitas e despesas da Copel. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são reconhecidas

prospectivamente.

3.4.1 Julgamentos

As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos

significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras consolidadas, exceto aqueles

que envolvem estimativas, estão incluídas nas seguintes notas explicativas:

• NE nº 4.3 - Base de consolidação;

• NE nº 4.4 - Instrumentos financeiros; e

• NE nº 4.13 - Arrendamentos.

3.4.2 Incertezas sobre premissas e estimativas

As informações sobre as principais premissas a respeito do futuro e outras principais origens de incerteza

nas estimativas que podem levar a ajustes significativos aos valores dos ativos e passivos no próximo

exercício financeiro estão incluídas nas seguintes notas explicativas:

• NEs nos 4.4.8 e 9 - Ativos e passivos financeiros setoriais;

• NEs nos 4.6 e 19 - Imobilizado;

• NEs nos 4.7 e 20 - Intangível;

• NEs nos 4.8 e 19.9 - Redução ao valor recuperável de ativos;

• NEs nos 4.9 e 30 - Provisões para litígios e passivos contingentes;

• NE nº 4.10.1 - Receita não faturada;

• NE nº 4.10.2 - Receita de juros;


F-14

• NE 4.12 - Operações de compra e venda de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica - CCEE;

• NE nº 7.3 - Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa;

• NE nº 10.4 - Remensuração do ativo financeiro RBSE;

• NE nº 11 - Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão;

• NE no 13.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos; e

• NE no 25 - Benefícios Pós-emprego.

3.5 Julgamento da Administração quanto à continui dade operacional

A Administração concluiu não haver incertezas materiais que coloquem em dúvida a continuidade da

Companhia. Não foram identificados eventos ou condições que, individualmente ou coletivamente, podem

levantar dúvidas significativas quanto à capacidade de manter sua continuidade operacional.

As principais bases de julgamento utilizadas para tal conclusão são: (i) principais atividades decorrentes de

concessões de longo prazo; (ii) patrimônio líquido expressivo (iii) forte geração caixa operacional, inclusive

com capacidade financeira para quitação de compromissos assumidos junto à instituições financeiras; (iv)

série histórica de lucros nos últimos exercícios sociais; e (v) cumprimento dos objetivos e metas

estabelecidos no Planejamento Estratégico da Companhia o qual é aprovado pela Administração,

acompanhado e revisado periodicamente, buscando a perenidade de suas atividades. A NE nº 36.2.2 traz

informações adicionais sobre Risco de Liquidez.

4 Principais Políticas Contábeis

4.1 Reapresentação de saldos comparativos

Após revisão de suas práticas contábeis, a Companhia e sua controlada de distribuição de energia elétrica,

objetivando a melhor apresentação de seu desempenho operacional e financeiro, concluíram que o ajuste

de expectativa do fluxo de caixa do ativo financeiro indenizável da concessão da Copel DIS, originalmente

apresentado na rubrica de receita financeira, no resultado financeiro, seria melhor classificado no grupo de

receitas operacionais, juntamente com as demais receitas relacionadas com a sua atividade fim. Esta

alocação reflete de uma forma melhor o modelo de negócio de distribuição de energia elétrica e propicia

uma melhor apresentação quanto ao seu desempenho. Tal conclusão está suportada no fato de que:

i) Investir em infraestrutura é a atividade indispensável do negócio de distribuição de energia elétrica, cujo

modelo de gestão está suportado em construir, manter e operar essa infraestrutura;

ii) O retorno sobre o investimento em infraestrutura no negócio de distribuição é determinado pelo valor

justo dessa infraestrutura, seja a parcela amortizável durante o horizonte do contrato (ativo intangível), seja

a parcela indenizável pelo poder concedente ao seu final (ativo financeiro), mais a taxa média ponderada do

custo de capital - “WACC regulatório”; e


F-15

iii) As receitas tarifárias representam tanto o retorno do ativo intangível quanto uma parte do retorno do ativo

financeiro, pelo fato de ambos integrarem a base regulatória de remuneração. As receitas tarifárias estão

totalmente registradas como parte da “Receita Operacional Líquida”.

Conforme as orientações do IAS 8 - Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, a

Companhia alterara sua política contábil anteriormente adotada por uma política contábil que melhor reflete

o desempenho dos seus negócios (pelos argumentos acima mencionados) e, portanto, procederam às

reclassificações de forma retrospectiva em suas demonstrações do resultado.

As reclassificações efetuadas não alteram o total dos ativos, o patrimônio líquido e o lucro líquido do

exercício atual e comparativo, nem a Demonstração do Fluxo de Caixa atual e comparativa.

As demonstrações do resultado, para fins de comparabilidade, estão apresentadas a seguir:

31.12.2015 Apresentado Reclassificação Reapresentado

Demonstração de Resultado Consolidado

Receita Operacional Líquida 14.728.131 217.713 14.945.844

Lucro Operacional Bruto 2.928.815 217.713 3.146.528

Lucro antes do Resultado Financeiro e dos Tributos 1.908.738 217.713 2.126.451

Resultado Financeiro (110.958) (217.713) (328.671)

Receitas financeiras 987.340 (217.713) 769.627

31.12.2014 Apresentado Reclassificação Reapresentado

Demonstração de Resultado Consolidado

Receita Operacional Líquida 13.918.517 76.989 13.995.506

Lucro Operacional Bruto 2.629.755 76.989 2.706.744

Lucro antes do Resultado Financeiro e dos Tributos 1.727.039 76.989 1.804.028

Resultado Financeiro 130.592 (76.989) 53.603

Receitas financeiras 701.978 (76.989) 624.989

4.2 Ajustes de períodos anteriores

No quarto trimestre de 2016, a Companhia reconheceu ajustes de períodos anteriores nas contas de

depósitos judiciais, provisão para litígios, outras obrigações fiscais não circulantes, contas a receber

relativas ao programa Luz Fraterna e de arrendamentos e alugueis. O impacto desses ajustes representam

um aumento na rubrica de outras despesas operacionais no montante de R$ 30.679, um aumento na receita

financeira de R$ 77.478 e um aumento na despesa financeira de R$ 56.315. Adicionalmente, estes ajustes

reduziram o lucro operacional e o lucro líquido do exercício em R$ 9.516 e R$ 6.281, respectivamente.

Baseado em nossa avaliação do efeito destes ajustes, concluímos que o efeito dos mesmos é imaterial para

as demonstrações financeiras consolidadas previamente emitidas para todos os exercícios e trimestres

afetados e que o impacto do reconhecimento dos ajustes no quarto trimestre do exercício corrente

tampouco é material para o lucro líquido do exercício.


F-16

4.3 Base de consolidação

4.3.1 Método de equivalência patrimonial

As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.

Quando necessário, para cálculo das equivalências patrimoniais, as demonstrações financeiras das

investidas são ajustadas para adequar suas políticas contábeis às da Controladora.

4.3.2 Controladas

As controladas são as entidades em que a investidora está exposta a, ou tem direito sobre, os retornos

variáveis advindos de seu envolvimento com a entidade e tem a habilidade de afetar esses retornos

exercendo seu poder sobre a entidade.

As demonstrações financeiras das controladas são incluídas nas demonstrações financeiras consolidadas a

partir da data em que o controle se inicia até a data em que deixa de existir.

Os saldos de ativos, passivos e resultados das controladas são consolidados linha a linha e os saldos

decorrentes das transações entre as empresas consolidadas são eliminados.

4.3.3 Participação de acionistas não-controladores

A participação de acionistas não-controladores é apresentada no patrimônio líquido, separadamente do

patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Controladora. Os lucros, os prejuízos e os outros resultados

abrangentes também são atribuídos separadamente dos atribuídos aos acionistas da Controladora, ainda

que isto resulte em que as participações de acionistas não-controladores tenham saldo deficitário.

4.3.4 Empreendimentos controlados em conjunto e coligadas

Os empreendimentos controlados em conjunto são as entidades em que a investidora, vinculada a um

acordo, não exerce individualmente o poder de decisões financeiras e operacionais, independentemente do

percentual de participação no capital votante.

As coligadas são as entidades sobre as quais a investidora tem influência significativa, mas não o controle.

Quando a participação nos prejuízos de um empreendimento controlado em conjunto ou de uma coligada se

igualar ou exceder o saldo contábil de sua participação na investida, a investidora deve descontinuar o

reconhecimento de sua participação em perdas futuras. Perdas adicionais serão consideradas, e um

passivo reconhecido, somente se a investidora incorrer em obrigações legais ou construtivas (não

formalizadas) ou efetuar pagamentos em nome da investida. Se a investida subsequentemente apurar

lucros, a investidora deve retomar o reconhecimento de sua participação nesses lucros somente após o

ponto em que a parte que lhe cabe nesses lucros posteriores se igualar à sua participação nas perdas não

reconhecidas.


F-17

4.3.5 Operações em conjunto (consórcios)

Operação em conjunto é um negócio em conjunto segundo o qual as partes integrantes que detêm o

controle conjunto do negócio têm direitos sobre os ativos e têm obrigações pelos passivos relacionados ao

negócio.

As operações em conjunto são contabilizadas na proporção de quota-parte de ativos, passivos e resultado,

na empresa que detém a participação.

4.4 Instrumentos financeiros

A Companhia não opera com instrumentos financeiros derivativos.

Os instrumentos financeiros não derivativos são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou

seja, na concretização do surgimento da obrigação ou do direito. São inicialmente registrados pelo valor

justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.

Os valores justos são apurados com base em cotação no mercado, para os instrumentos financeiros com

mercado ativo, e pelo método do valor presente de fluxos de caixa esperados, para os sem cotação

disponível no mercado.

Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são mensurados

conforme descrito a seguir.

Ativos financeiros

4.4.1 Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para negociação no seu

reconhecimento inicial e se a Companhia gerencia esses investimentos e tomam as decisões de compra e

venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco.

Após o reconhecimento inicial, os custos de transação e os juros atribuíveis, quando incorridos, são

reconhecidos no resultado.

4.4.2 Empréstimos e recebíveis

Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercado

ativo, reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros efetiva.


F-18

4.4.3 Instrumentos financeiros disponíveis para venda

São instrumentos financeiros cujo reconhecimento inicial é efetuado com base no valor justo e sua variação,

proveniente da diferença entre a taxa de juros de mercado e a taxa de juros efetiva, é registrada

diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. A parcela dos juros definidos no início do

contrato, calculada com base no método de juros efetivos, assim como quaisquer mudanças na expectativa

de fluxo de caixa, é registrada no resultado do exercício. Quando esses ativos são desreconhecidos, os

ganhos e as perdas acumulados mantidos no patrimônio líquido são reclassificados para o resultado do

exercício.

4.4.4 Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento

Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia tem intenção e capacidade

de mantê-los até o seu vencimento. São mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de

juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

Passivos financeiros e instrumentos de patrimônio

4.4.5 Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado

São os passivos financeiros designados dessa forma no reconhecimento inicial e os classificados como

mantidos para negociação. São demonstrados ao valor justo e os respectivos ganhos ou perdas são

reconhecidos no resultado. Os ganhos ou as perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os juros

pagos pelo passivo financeiro.

4.4.6 Outros passivos financeiros

Os outros passivos financeiros são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método de juros

efetivos. Esse método também é utilizado para alocar a despesa de juros desses passivos pelo respectivo

período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente os fluxos de caixa futuros estimados

(inclusive honorários pagos ou recebidos que constituem parte integrante da taxa de juros efetiva, custos da

transação e outros prêmios ou descontos), ao longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando

apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor contábil líquido.

4.4.7 Baixas de passivos financeiros

Os passivos financeiros somente são baixados quando as obrigações são extintas, canceladas ou

liquidadas. A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro baixado e a contrapartida paga e a pagar

é reconhecida no resultado.


F-19

Ativos e passivos financeiros setoriais e vinculado s à concessão

4.4.8 Ativos e passivos financeiros setoriais líquidos

O termo aditivo ao contrato de concessão das concessionárias de distribuição, aprovado pelo Despacho

Aneel nº 4.621/2014 prevê que, no caso de extinção da concessão por qualquer motivo, os valores residuais

de itens da Conta de Compensação de Valores de itens da “Parcela A” - CVA (custos não administráveis) e

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

da indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados, ficando, então,

resguardado o direito ou a obrigação do concessionário junto ao Poder Concedente quanto a esses ativos e

passivos.

Desta forma, os ativos e passivos financeiros setoriais passam a atender os critérios estabelecidos pela

estrutura conceitual para demonstrações financeiras, emitidas pelo IASB, tornando obrigatório o

reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais nas distribuidoras de energia

elétrica a partir do exercício de 2014. Assim, a Copel Distribuição reconheceu os correspondentes ativos e

passivos financeiros setoriais em suas demonstrações financeiras societárias em dezembro de 2014.

Os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e permissão não caracterizam mudança de política

contábil, mas sim de uma nova situação, consequentemente, a sua aplicação foi prospectiva ao evento e o

reconhecimento inicial adotado baseou-se na composição dos valores dos ativos e passivos financeiros

setoriais levantados até a data da assinatura dos aditivos dos contratos de concessão, ocorrida em

10.12.2014. Portanto, o seu reconhecimento inicial foi registrado como um componente da receita líquida.

Seguindo orientação da Aneel, a empresa contabiliza as variações dos ativos e passivos financeiros

setoriais, quando existe uma expectativa provável de que a receita futura, equivalente aos custos incorridos,

será faturada e cobrada, com o resultado do repasse direto dos custos em uma tarifa ajustada de acordo

com a fórmula paramétrica definida no contrato de concessão. O saldo dessas variações é represado e

atualizado até o próximo reajuste/revisão tarifária, quando o Poder Concedente autorizar o repasse na base

tarifária da empresa e assim, repassar ao consumidor no próximo ciclo anual, que ocorre a partir de 24 de

junho de cada ano.

4.4.9 Contas a receber vinculadas à concessão

Concessão de transmissão de energia elétrica

Refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de transmissão e

estão representados pelos seguintes valores: (i) receita de construção da infraestrutura de transmissão para

sua disponibilização aos usuários; e (ii) remuneração financeira garantida pelo Poder Concedente durante o

prazo da concessão sobre tais receitas.


F-20

A receita dos contratos de concessão de transmissão é realizada pela disponibilização da infraestrutura aos

usuários do sistema, não tem risco de demanda e é, portanto, considerada receita garantida, denominada

Receita Anual Permitida - RAP, a ser recebida durante o prazo da concessão. Os valores são faturados

mensalmente aos usuários da infraestrutura, conforme relatório emitido pelo Operador Nacional do Sistema

- ONS. No vencimento da concessão, se houver saldo remanescente ainda não recebido relacionado à

construção da infraestrutura, esse será recebido diretamente do Poder Concedente por ser um direito

incondicional de receber caixa, conforme previsto no contrato de concessão, a título de indenização pelos

investimentos efetuados e não recuperados por meio da RAP.

Esses ativos financeiros não possuem um mercado ativo, apresentam fluxos de caixa fixos e determináveis,

e portanto, são classificados como “empréstimos e recebíveis”, e são inicialmente estimados com base nos

respectivos valores justos e posteriormente mensurados pelo custo amortizado calculado pelo método da

taxa de juros efetiva.

Especificamente ao Contrato de Concessão 060/2001, as adições que representem ampliação, melhoria ou

reforço da infraestrutura são reconhecidas como ativo financeiro, em virtude de representar futura geração

de caixa operacional adicional, conforme regulamentação específica do Poder Concedente.

Concessão de distribuição de energia elétrica

Refere-se à indenização prevista no contrato de concessão de serviços públicos de distribuição de energia

elétrica e que, no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final

da concessão, a ser pago pelo Poder Concedente. Essa indenização tem como objetivo indenizar a Copel

DIS pelos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados, por meio da tarifa, por

possuírem vida útil superior ao prazo da concessão.

Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a premissa da

indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por não possuírem as

características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros, são

classificados como disponíveis para venda. Os fluxos de caixa vinculados a esses ativos são determinados

considerando o valor da base tarifária denominada Base de Remuneração Regulatória - BRR, definida pelo

Poder Concedente, cuja metodologia utilizada é o custo de reposição dos bens integrantes da infraestrutura

de distribuição vinculada à concessão. A BRR é revisada periodicamente considerando diversos fatores e

tem como objetivo refletir a variação de preços dos ativos físicos, incluindo as baixas, depreciações e

adições dos bens integrantes desta infraestrutura (ativo físico).

A remuneração deste ativo financeiro é baseada no Custo Médio Ponderado de Capital - WACC regulatório

homologado pela Aneel no processo de revisão tarifária periódica e seu montante está incluído na

composição da receita de tarifa faturada aos consumidores e recebida mensalmente.


F-21

O 1º, 2º, 3º e 4º Ciclos de Revisão Tarifária foram realizados a cada quatro anos e, a partir do 5º Ciclo,

iniciado em janeiro de 2016, serão realizados a cada cinco anos, tendo em vista alteração promovida pelo

quinto termo aditivo ao contrato de concessão.

Concessão de gás

O contrato de concessão de gás se enquadra no modelo bifurcado, onde parte dos investimentos efetuados

pelo concessionário é remunerada pelos usuários do serviço público e a outra parte é indenizada pelo

Poder Concedente, o Estado do Paraná, ao final da concessão. Esse modelo prevê o reconhecimento de

ativo financeiro e de ativo intangível.

Como ativo financeiro é reconhecida a parcela que será indenizada pelo poder concedente correspondente

aos investimentos efetuados nos dez anos anteriores ao término da concessão prevista em contrato e que,

no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão.

Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a premissa da

indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por não possuírem as

características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros, são

classificados como “disponíveis para venda”.

4.4.10 Contas a receber vinculadas à indenização da concessão

Proveniente do saldo residual dos ativos da infraestrutura de transmissão e de geração de energia elétrica

ainda não depreciados e/ou amortizados existentes ao final da concessão.

Os valores são transferidos dos grupos Contas a Receber Vinculados a Concessão, Imobilizado e Intangível

para as atividades de transmissão e geração, respectivamente, com o advento do final da concessão.

Ao final de cada período de divulgação, a Administração avalia a recuperabilidade do ativo, remensurando

seu fluxo de caixa com base em sua melhor estimativa.

4.4.11 Contas a pagar vinculadas à concessão

Referem-se aos valores estabelecidos no contrato de concessão relacionados ao direito de exploração do

potencial de energia hidráulica (concessão onerosa), cujo contrato é assinado na modalidade de Uso do

Bem Público - UBP. O registro inicial da obrigação é feito na data da assinatura do contrato de concessão, e

corresponde ao valor presente do fluxo de caixa dos pagamentos futuros. Posteriormente, é atualizado pelo

método da taxa de juros efetiva e reduzido pelos pagamentos contratados.

4.5 Estoque (inclusive do ativo imobilizado e do intangível - contrato de concessão)

Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos,

classificados no ativo imobilizado e no intangível - contrato de concessão, estão registrados pelo custo

médio de aquisição. Os valores contabilizados não excedem seus valores de realização.


F-22

4.6 Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado vinculados aos contratos de concessão de serviço público são depreciados

pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas periodicamente pela Aneel, as

quais são praticadas e aceitas pelo mercado como representativas da vida útil econômica dos bens

vinculados à infraestrutura da concessão. No entanto, os bens vinculados aos contratos de uso de bem

público sob o regime de produtor independente de energia elétrica são depreciados com base nas taxas

anuais estabelecidas pela Aneel, limitados ao prazo da concessão. Os demais bens do ativo imobilizado

são depreciados pelo método linear com base na estimativa de vida útil, as quais são revisadas anualmente

e ajustadas, caso necessário.

Os custos diretamente atribuídos às obras, bem como os juros e encargos financeiros referentes a

empréstimos tomados com terceiros durante o período de construção, são registrados no ativo imobilizado

em curso, desde que seja provável que resultem em benefícios econômicos futuros para a empresa.

4.7 Intangível

Integram esse ativo, os softwares adquiridos de terceiros e os gerados internamente, mensurados pelo

custo total de aquisição menos as despesas de amortização pelo prazo de cinco anos, além dos contratos

de concessão apresentados a seguir.

4.7.1 Concessão onerosa de geração de energia elétrica

Corresponde a aquisição de um direito de exploração do potencial de energia hidráulica cujo contrato é

assinado na modalidade de Uso do Bem Público - UBP.

Durante a construção do empreendimento, o montante é reconhecido pelo valor presente das saídas de

caixa futuras no período de vigência do contrato de concessão. Na data de início da operação comercial do

empreendimento, o montante apresentado é fixado e amortizado durante o período da concessão.

4.7.2 Repactuação do risco hidrológico - GSF

Ativo constituído pela repactuação do risco hidrológico nos termos da Lei nº 13.203/2015, proveniente do

valor excedente entre o montante recuperado do custo com o fator de ajuste do MRE (Generation Scaling

Factor - GSF) subtraído do custo total do prêmio de risco à amortizar no período de suprimento de energia

no ambiente regulado. O montante foi transformado pela Aneel em extensão do prazo da outorga, o qual é

amortizado linearmente a partir de 1º.01.2016 até o final do novo prazo de concessão, conforme

demonstrado na NE nº 14.1.

4.7.3 Contrato de concessão - distribuição de energia elétrica

Compreende o direito de exploração da infraestrutura, construída ou adquirida sob o regime de concessão

do serviço público de energia elétrica, e de cobrar dos usuários o serviço público prestado, em consonância

com o IAS 38 - Ativos Intangíveis e o IFRIC 12 - Contratos de Concessão.


F-23

É reconhecido pelo custo de aquisição, incluídos os custos de empréstimos, deduzido da amortização

acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.

A amortização desse intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros do

ativo sejam consumidos, com expectativa de amortização durante o prazo da concessão.

4.7.4 Contrato de concessão - distribuição de gás

Ativo intangível relativo à construção de infraestrutura e à aquisição de bens necessários para a prestação

dos serviços de distribuição de gás que corresponde ao direito de cobrar dos usuários pelo fornecimento de

gás.

Esse ativo intangível é avaliado inicialmente pelo custo de aquisição, formação ou construção, inclusive

juros e demais encargos financeiros capitalizados. Nesse ativo é aplicado o método de amortização linear

definido com base na avaliação da vida útil estimada de cada ativo, considerando o padrão de benefício

econômico gerado pelos ativos intangíveis.

4.7.5 Ativos intangíveis adquiridos separadamente

Ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são registrados pelo custo de

aquisição, deduzido da amortização e das perdas por redução ao valor recuperável acumulado. A

amortização é reconhecida linearmente com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o

método de amortização são revisados no fim de cada exercício e o efeito de quaisquer mudanças nas

estimativas é contabilizado prospectivamente.

4.7.6 Baixa de ativos intangíveis

Um ativo intangível é baixado na alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do

uso ou da alienação. Os ganhos ou as perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, mensurados

como a diferença entre as receitas líquidas da alienação e o valor contábil do ativo, são reconhecidos no

resultado quando o ativo é baixado.

4.8 Redução ao valor recuperável de ativos

Os ativos são avaliados anualmente para identificar evidências de desvalorização.

4.8.1 Ativos financeiros

Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de

apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável.

Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda

ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos

fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável.


F-24

A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis tanto no nível individualizado como no

nível coletivo. Todos os recebíveis individualmente significativos são avaliados quanto à perda de valor

específico.

Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo financeiro medido pelo custo amortizado é

calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de caixa estimados

descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refletidas

em uma conta redutora de recebíveis.

4.8.2 Ativos não financeiros

Os ativos em formação proveniente da concessão onerosa e direitos de concessão e/ou autorização de

geração de energia elétrica, classificados como ativos intangíveis, são testados anualmente juntamente com

os demais ativos daquela unidade geradora de caixa.

Quando houver perda decorrente das situações em que o valor contábil do ativo ultrapasse seu valor

recuperável, definido pelo maior valor entre o valor em uso do ativo e o valor de preço líquido de venda do

ativo, essa perda é reconhecida no resultado do exercício.

Para fins de avaliação da redução ao valor recuperável, os ativos são agrupados nos níveis mais baixos

para os quais existem fluxos de caixa identificáveis separadamente (Unidades Geradoras de Caixa - UGC).

O valor estimado das perdas para redução ao valor recuperável sobre os ativos não-financeiros é revisado

para a análise de uma possível reversão na data de apresentação das demonstrações financeiras, em caso

de reversão de perda de exercícios anteriores a mesma é reconhecida no resultado do exercício corrente.

4.9 Provisões

Uma provisão deve ser reconhecida quando: (i) a Companhia tem uma obrigação presente (legal ou não

formalizada) como resultado de um evento passado, (ii) seja provável (mais provável que sim do que não)

que será necessária uma saída de recursos que incorporam benefícios econômicos para liquidar a

obrigação; e (iii) possa ser feita uma estimativa confiável do valor da obrigação.

As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da Administração,

complementado pela experiência de transações semelhantes e, em alguns casos, por relatórios de peritos

independentes.


F-25

A provisão para custos ou obrigações socioambientais é registrada à medida que são assumidas as

obrigações formais com os órgãos reguladores ou a Administração tenha conhecimento de potencial risco

relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos de caixa sejam considerados prováveis e

seus valores possam ser estimados. Durante a fase de implantação do empreendimento, os valores

provisionados são registrados em contrapartida ao ativo imobilizado (geração), custo de construção

(transmissão) ou intangível em curso (distribuição). No momento do início das operações dos

empreendimentos, todos os custos incluídos na Licença de Operação, cujos programas serão executados

durante a concessão e o respectivo desembolso ainda não ocorreu, são mensurados e ajustados a valor

presente de acordo com o fluxo de caixa estimado de desembolsos e registrados como provisões

sócioambientais em contrapartida ao ativo relacionado ao empreendimento, sendo ajustados

periodicamente. Após a entrada em operação comercial do empreendimento, todos os custos ou despesas

incorridos com programas socioambientais relacionados com as licenças de operação e manutenção do

empreendimento são analisados de acordo com a sua natureza e são registrados diretamente no resultado

do exercício.

4.10 Reconhecimento da receita

As receitas operacionais são reconhecidas quando: (i) o valor da receita é mensurável de forma confiável;

(ii) os custos incorridos ou que serão incorridos em respeito à transação podem ser mensurados de maneira

confiável; (iii) é provável que os benefícios econômicos sejam recebidos; e (iv) os riscos e benefícios

tenham sido integralmente transferidos ao comprador.

A receita é mensurada pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, deduzida de descontos e/ou

bonificações concedidos e encargos sobre vendas.

4.10.1 Receita não faturada

Corresponde ao reconhecimento da receita de fornecimento e suprimento de energia elétrica, encargos de

uso da rede elétrica e serviços de telecomunicações, do período entre o último faturamento e o final de cada

mês, por meio de estimativa com base na última medição efetuada.

4.10.2 Receita de juros

A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir

para a Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade. A receita de juros é

reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal

em aberto. A taxa de juros efetiva é aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros

estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse

ativo.


F-26

4.11 Receita de construção e custo de construção

As receitas relativas a serviços de construção da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de

distribuição e transmissão de energia elétrica e de distribuição de gás são contabilizadas conforme o

estágio de execução, em conformidade com o IAS 11 – Contratos de Construção.

Os respectivos custos são reconhecidos quando incorridos, na demonstração do resultado do exercício,

como custo de construção.

Considerando que a Copel DIS e a Compagás terceirizam a construção de infraestrutura de distribuição

com partes não relacionadas, através de obras realizadas em curto prazo de tempo, a margem de

construção para as atividades de distribuição de energia e de gás resulta em valores não significativos, o

que leva ao não reconhecimento deste valor na receita de construção.

A margem de construção adotada para a atividade de transmissão referente aos exercícios de 2016 e de

2015 é de 1,65%, e deriva de metodologia de cálculo que considera o risco do negócio.

4.12 Operações de compra e venda de energia elétr ica na Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica - CCEE

Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE são reconhecidos pelo regime de

competência, de acordo com informações divulgadas por essa entidade ou, quando essas informações não

estão disponíveis tempestivamente, por estimativa preparada pela Administração das controladas.

4.13 Arrendamentos

Os arrendamentos são classificados como financeiros sempre que os termos do contrato de arrendamento

transferirem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do bem para o arrendatário. Os

outros arrendamentos que não se enquadram nas características acima são classificados como

operacionais.

4.14 Novas normas que ainda não entraram em vigor

Diversas novas normas e emendas às normas e interpretações IFRS foram emitidas pelo IASB e ainda não

entraram em vigor para o exercício encerrado em 31.12.2016. A Companhia e suas controladas não

adotaram as IFRS novas de forma antecipada.

As novas normas que podem ter impacto para a Companhia e suas controladas estão mencionadas a

seguir:

4.14.1 IFRS 9 - Instrumentos financeiros

A IFRS 9 será aplicável para os exercícios iniciados em ou após 1º.01.2018, com adoção antecipada

permitida.


F-27

Esta norma estabelece novos requerimentos para classificação e mensuração de ativos e passivos

financeiros. Os ativos financeiros serão classificados em três categorias: (i) mensurados ao valor justo por

meio do resultado; e (ii) mensurados pelo custo amortizado, baseado no modelo de negócio pelo qual eles

são mantidos e nas características de seus fluxos de caixa contratuais; e (iii) mensurado ao valor justo por

meio de outros resultados abrangentes.

Com relação aos passivos financeiros, a principal alteração relacionada aos requerimentos já estabelecidos

pelo IAS 39 requer que a mudança no valor justo do passivo financeiro designado ao valor justo contra o

resultado, que seja atribuível à mudanças no risco de crédito daquele passivo, seja apresentada em outros

resultados abrangentes e não na demonstração do resultado, a menos que tal reconhecimento resulte em

uma incompatibilidade na demonstração do resultado.

Em relação ao impairment de ativos financeiros, a IFRS 9 requer o modelo de expectativa de perda no

crédito, ao contrário do modelo de perda efetiva do crédito mencionada no IAS 39. O modelo de expectativa

de perda no crédito requer que a empresa registre contabilmente a expectativa de perdas em créditos e

modificações nessas expectativas a cada data de reporte para refletir as mudanças no risco de crédito

desde o reconhecimento inicial. Em outras palavras, não é mais necessário que o evento ocorra antes para

que seja reconhecida a perda no crédito.

No que tange as modificações relacionadas a contabilização de hedge, a IFRS 9 mantem os três tipos de

mecanismo de contabilização de hedge previstos na IAS 39. Por outro lado, esta nova norma traz maior

flexibilidade no que tange os tipos de transações elegíveis à contabilização de hedge, mais especificamente

a ampliação dos tipos de instrumentos que se qualificam como instrumentos de hedge e os tipos de

componentes de risco de itens não financeiros elegíveis à contabilização de hedge.

Adicionalmente, o teste de efetividade foi renovado e substituído pelo princípio de “relacionamento

econômico”. Ainda, a avaliação retroativa da efetividade do hedge não é mais necessária e ocorreu a

introdução de exigências adicionais de divulgação relacionadas às atividades de gestão de riscos de uma

entidade.

As controladas da Companhia possuem ativos relevantes classificados como “disponíveis para venda”, de

acordo com os requerimentos atuais do IAS 39. Estes ativos representam o direito à indenização ao final do

prazo de concessão das controladas. A designação destes instrumentos como “disponíveis para venda”

ocorre em função da não classificação nas outras três categorias descritas no IAS 39 (empréstimos e

recebíveis, valor justo contra o resultado e mantidos até o vencimento). A opinião preliminar da

Administração é que, caso estes ativos sejam classificados como mensurados ao valor justo contra

resultado de acordo com a nova norma, os efeitos da mensuração subsequente deste ativo seria registrado

no resultado do exercício. Assim, não haverá impactos relevantes nas demonstrações financeiras

consolidadas da Companhia.


F-28

Adicionalmente, como a Companhia e suas controladas não aplicam a contabilização de hedge, a

Administração concluiu que não haverá impacto relevante nas informações divulgadas ou valores

registrados em suas demonstrações financeiras consolidadas no que tange às alterações da norma sobre

este tópico. Com relação às mudanças ao cálculo de impairment de instrumentos financeiros, a Companhia

está avaliando os eventuais impactos da adoção desta norma.

4.14.2 IFRS 15 - Esclarecimentos ao IFRS 15 - Receita de contratos com clientes

O IFRS 15 estabelece um modelo simples e claro para contabilização de receitas provenientes de contratos

com clientes e, quando se tornar efetivo, substituirá o guia atual de reconhecimento da receita presente no

IAS 18 - Receitas, IAS 11 - Contratos de Construção e as interpretações relacionadas.

Esta norma estabelece que uma entidade deve reconhecer a receita para representar a transferência (ou

promessa) de bens ou serviços a clientes de forma a refletir a consideração de qual montante espera trocar

por aqueles bens ou serviços. A norma introduz um modelo para o reconhecimento da receita que considera

cinco passos: (i) identificação do contrato com o cliente; (ii) identificação da obrigação de desempenho

definida no contrato; (iii) determinação do preço da transação; (iv) alocação do preço da transação às

obrigações de desempenho do contrato; e (v) reconhecimento da receita se e quando a empresa cumprir as

obrigações de desempenho.

Em suma, pelos novos requerimentos da IFRS 15, a entidade reconhece a receita somente quando (ou se)

a obrigação de desempenho for cumprida, ou seja, quando o “controle” dos bens ou serviços de uma

determinada operação são efetivamente transferidos ao cliente. Adicionalmente, esta norma estabelecerá

um maior detalhamento nas divulgações relacionadas aos contratos com clientes.

A IFRS 15 será aplicável para períodos anuais iniciados em ou após 1º.01.2018, sendo permitida sua

adoção antecipada. A Companhia está avaliando o método e os potenciais impactos da adoção deste novo

pronunciamento, e preliminarmente, avalia que tendem a não ser relevantes em suas demonstrações

financeiras consolidadas.

4.14.3 IFRS 16 - Arrendamentos

Emitida em 13.01.2016, estabelece, na visão do arrendatário, nova forma de registro contábil os

arrendamentos atualmente classificados como arrendamentos operacionais, cujo registro contábil passa a

ser realizado de forma similar aos arrendamentos classificados como financeiros. No que diz respeito aos

arrendadores, praticamente mantem os requerimentos do IAS 17, incluindo apenas alguns aspectos

adicionais de divulgação.

A IFRS 16 será aplicável para períodos anuais iniciados em ou após 1º.01.2019, sendo permitida sua

adoção antecipada desde que as entidades adotem também de forma antecipada a IFRS 15 - Receita de

contratos com clientes. A Companhia está avaliando os potenciais impactos da adoção deste novo

pronunciamento.


F-29

4.14.4 Alterações ao IAS 12 - Reconhecimento de ativos fiscais diferidos sobre perdas não realizadas

Emitidas em 19.01.2016, as alterações ao IAS 12 esclarecem as exigências de reconhecimento de ativos

fiscais diferidos por perdas não realizadas em instrumentos de dívida e o método de avaliação da existência

de lucros tributáveis futuros prováveis para a realização das diferenças temporárias dedutíveis, para

endereçar a diversidade na prática.

As alterações ao IAS 12 serão aplicáveis para períodos anuais iniciados em ou após 1º.01.2017, sendo

permitida sua adoção antecipada. A Companhia avalia que a aplicação das alterações ao IAS 12 tende a

não causar impactos relevantes em suas demonstrações financeiras consolidadas.

4.14.5 Alterações ao IAS 7 - Iniciativa de divulgação

Emitidas em 29.01.2016, as alterações ao IAS 7 da Iniciativa de Divulgação têm como objetivo que as

entidades forneçam divulgações que permitam aos usuários das demonstrações financeiras avaliar as

alterações nas responsabilidades decorrentes das atividades de financiamento.

Para tanto, o IASB exige que sejam divulgadas as seguintes variações nos passivos decorrentes de

atividades de financiamento: (i) alterações de fluxos de caixa de atividades de financiamento; (ii) variações

decorrentes da obtenção ou perda do controle de subsidiárias ou de outros negócios; (iii) efeito de variações

cambiais; (iv) variações de valores justos; e (v) outras variações.

O IASB define passivos decorrentes de atividades de financiamento como passivos "para os quais os fluxos

de caixa foram ou serão classificados nas Demonstrações dos Fluxos de Caixa como fluxos de caixa das

atividades de financiamento". Salienta também que as novas exigências de divulgação referem-se

similarmente às alterações nos ativos financeiros, caso estes atendam à mesma definição. Por último, as

alterações indicam que as variações dos passivos decorrentes de atividades de financiamento devem ser

divulgadas separadamente das alterações de outros ativos e passivos.

As alterações ao IAS 7 serão aplicáveis para períodos anuais iniciados em ou após 1º.01.2017, sendo

permitida sua adoção antecipada. Uma vez que as alterações foram divulgadas em um intervalo de tempo

menor que um ano antes do período obrigatório de adoção, as entidades ficam desobrigadas de publicação

de informações comparativas na adoção inicial das alterações. A Companhia avalia que a aplicação das

alterações ao IAS 7 implicará em alterações na abertura de classificação de valores das demonstrações de

fluxo de caixa da companhia para os períodos futuros, sem outros impactos relevantes em suas

demonstrações financeiras consolidadas.

4.14.6 IFRIC 22 - Transações e adiantamentos em moeda estrangeira

Emitida em 08.12.2016, o IFRIC 22 aborda a taxa de câmbio a ser utilizada em transações que envolvam a

contrapartida paga ou recebida antecipadamente em transações com moeda estrangeira.

O IFRIC será aplicável para períodos anuais iniciados em ou após 1º.01.2018, sendo permitida sua adoção

antecipada.


F-30

As transações em moeda estrangeira da Companhia restringem-se, atualmente, aos instrumentos de dívida

com instituições financeiras internacionais, mensuradas a valor justo, e à aquisição de energia de Itaipu.

Uma vez que ativos e passivos mensurados ao valor justo estão fora do escopo do IFRIC e que não há

antecipações de pagamentos nas operações com Itaipu, a Companhia avalia que o IFRIC 22 não causará

impactos relevantes em suas demonstrações financeiras consolidadas.

4.14.7 Alterações ao IAS 40 - Propriedade de investimento

Emitidas em 08.12.2016, as alterações ao IAS 40 esclarecem os requisitos relativos às transferências de ou

para propriedades de investimento. As alterações serão aplicáveis para períodos anuais iniciados em ou

após 1º.01.2018, sendo permitida sua adoção antecipada.

A Companhia está avaliando os eventuais impactos destas alterações em suas demonstrações financeiras

consolidadas.

4.14.8 Melhorias Anuais ao Ciclo de IFRSs 2014 - 2016

Anualmente, o IASB discute e decide sobre as melhorias propostas para as IFRS, conforme são levantadas

ao longo do ano. As melhorias emitidas em 08.12.2016 tratam dos seguintes temas:

i) alterações à IFRS 1 – adoção Inicial do IFRS: exclui da norma algumas exceções existentes para

aplicação no período de transição das entidades recém-adotantes ao IFRS;

ii) alterações à IFRS 12 – divulgação de participações em outras entidades: esclarece o escopo do

pronunciamento, com relação à participação de entidades em outras entidades que estejam classificadas

como disponíveis para venda ou operações descontinuadas de acordo com o IFRS 5; e

iii) alterações ao IAS 28 - investimento em coligada, em controlada e em empreendimento controlado em

conjunto: esclarece se uma entidade tem uma opção de "investimento por investimento" para mensurar as

investidas pelo valor justo de acordo com a IAS 28 por uma organização de capital de risco.

Com base em avaliação preliminar, a Companhia acredita que a aplicação dessas alterações não terá um

efeito relevante sobre as divulgações e montantes reconhecidos suas demonstrações financeiras

consolidadas.


F-31

5 Caixa e Equivalentes de Caixa

31.12.2016 31.12.2015

Caixa e bancos conta movimento 173.020 167.724

Aplicações financeiras de liquidez imediata 809.053 1.313.003

982.073 1.480.727

Compreendem numerários em espécie, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de curto prazo

com alta liquidez, que possam ser resgatadas no prazo de 90 dias da data de contratação em caixa. Essas

aplicações financeiras estão demonstradas ao custo, acrescido dos rendimentos auferidos até a data de

encerramento do exercício e com risco insignificante de mudança de valor.

As aplicações financeiras da Companhia referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDBs e a

operações compromissadas, que se caracterizam pela venda de título com o compromisso, por parte do

vendedor (Banco), de recomprá-lo, e do comprador, de revendê-lo no futuro. As aplicações são

remuneradas entre 65% e 101% da taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

6 Títulos e Valores Mobiliários

Categoria Indexador 31.12.2016 31.12.2015

Títulos disponíveis para venda

Cotas de fundos de investimentos CDI (a) 94.268 64.473

Operação Compromissada 96,5% a 100% do CDI 56.512 48.085

Certificados de Depósitos Bancários - CDB 96,0% a 101% do CDI 50.811 45.996

Letras Financeiras do Tesouro - LFT Selic (b) 1.475 2.623

203.066 161.177

Títulos para negociação

Fundo Multimercado 110% do CDI 111.817 111.760

Cotas de fundos de investimentos 100% a 110% do CDI 62.608 100.282

Operação Compromissada Pré-Fixada 58.930 88.594

Letras Financeiras 110% do CDI 51.384 26.025

Depósito a Prazo com Garantia Especial do FGC - DPGE 110% do CDI 4.785 4.515

Letras do Tesouro Nacional - LTN Selic 3.378 2.563

Crédito Imobiliário 110% do CDI 1.390 2.316

Debêntures 110% do CDI 129 157

Tesouraria - 7 2

294.428 336.214

497.494 497.391

Circulante 302.398 406.274

Não circulante 195.096 91.117

(a) Certificado de Depósito Interbancário - CDI

(b) Taxa de juros equivalente à taxa referencial do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - Selic


F-32

A Copel possui títulos e valores mobiliários que rendem taxas de juros variáveis. O prazo desses títulos

varia de 1 a 60 meses a partir do final do período de relatório. Nenhum desses ativos está vencido nem

apresenta problemas de recuperação ou redução ao valor recuperável no encerramento do exercício.

7 Clientes

Saldos Vencidos Vencidos há Saldo Saldo

vincendos até 90 dias mais de 90 dias 31.12.2016 31. 12.2015

Consumidores

Residencial 235.473 161.934 49.938 447.345 593.803

Industrial 204.464 39.689 69.810 313.963 386.777

Comercial 187.188 49.902 30.557 267.647 377.310

Rural 41.647 16.874 10.090 68.611 81.772

Poder público 31.940 11.781 20.860 64.581 66.919

Iluminação pública 28.687 103 201 28.991 40.599

Serviço público 30.721 1.535 2.135 34.391 42.985

Receita de fornecimento não faturada 377.498 - - 377.498 648.455

Parcelamento de débitos (7.1) 137.348 20.301 35.777 193.426 130.589

Subsídio baixa renda - Eletrobras 12.128 - - 12.128 12.351

Outros créditos 38.289 28.122 92.640 159.051 141.481

1.325.383 330.241 312.008 1.967.632 2.523.041

Concessionárias e permissionárias

Suprimento de energia elétrica

Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no

Ambiente Regulado - CCEAR 105.303 1.128 10.085 116.516 147.809

Contratos bilaterais 100.835 917 818 102.570 94.961

CCEE (7.2) 151.022 3.466 200.174 354.662 434.523

Receita de suprimento não faturada 28.873 - - 28.873 49.431

Regime de cotas e Ressarcimento de geradores 13.417 426 3.572 17.415 4.158

399.450 5.937 214.649 620.036 730.882

Encargos de uso da rede elétrica 94.053 3.327 7.451 104.831 83.171

Telecomunicações 19.046 25.954 36.374 81.374 49.766

Distribuição de gás 49.018 18.374 2.542 69.934 60.715

.

PECLD (7.3) (2.019) (3.034) (350.613) (355.666) (339.686)

1.884.931 380.799 222.411 2.488.141 3.107.889

Circulante 2.217.355 3.032.827


7.1 Parcelamento de débitos

Os saldos de parcelamento de débitos estão a valor presente, considerando o montante a ser descontado,

as datas de realização, as datas de liquidação e a taxa de desconto, que varia de 0,16% a 3,00%.


F-33

7.2 CCEE

Do saldo apresentado, o montante mais significativo é o valor de R$ 203.415 a receber pela Copel GeT.

Desse total, os montantes de R$ 4.361, R$ 15.484 e R$ 2.010 foram recebidos em 06.01.2017, 07.02.2017

e 10.03.2017, respectivamente, sendo que o saldo remanescente de R$ 181.560 é proveniente da venda de

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

pela exclusão de responsabilidade na entrega de energia para cumprir os contratos de comercialização da

Usina Hidrelétrica de Colíder (NE nº 19.6), sendo que da parcela controversa há constituição de PECLD.

Em 14.03.2017 a Aneel negou o pleito da Companhia de reconsideração do Despacho Aneel n° 1.580, de

14.06.2016, que havia mantido inalterado o cronograma de implantação e os cronogramas de suprimento

de energia associados à usina.

Considerando que o cronograma de entrada em operação da usina foi impactado por atos do poder público

e de casos fortuitos e de força maior ocorridos ao longo da implantação do empreendimento, a Companhia

encaminhará a questão ao Poder Judiciário com a convicção de que a decisão da Agência será revertida.

7.3 Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa

As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa - PECLD é reconhecida em valor considerado

suficiente pela Administração para cobrir as perdas na realização de contas a receber de consumidores e

de títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável.

A PECLD dos consumidores é constituída considerando os parâmetros recomendados pela Aneel, com

base na expectativa de recebimento de créditos dos principais devedores, na análise dos grandes débitos

em recuperação judicial/falência, nos valores a receber da classe residencial vencidos há mais de 90 dias,

da classe comercial, vencidos há mais de 180 dias, e das classes industrial, rural, poder público, iluminação

pública e serviço público, vencidos há mais de 360 dias, além da experiência em relação ao histórico das

perdas efetivas.

Saldo em Saldo em Saldo em Saldo em

01.01.2014 Adições Perdas 31.12.2014 Adições Perdas 31.12.2015 Adições Perdas 31.12.2016

Consumidores

Residencial 46.177 25.323 (11.982) 59.518 64.976 (20.327) 104.167 69.041 (106.706) 66.502

Industrial (7.3.1) 32.670 14.752 (11.465) 35.957 11.265 (5.046) 42.176 45.552 (21.165) 66.563

Comercial (7.3.1) 26.762 18.400 (5.327) 39.835 14.242 (5.692) 48.385 49.664 (30.974) 67.075

Rural 6.407 (4.798) (336) 1.273 1.382 (828) 1.827 4.106 (2.803) 3.130

Poder público 13.043 (3.888) - 9.155 1.496 - 10.651 2.424 (94) 12.981

Iluminação pública 81 - - 81 - - 81 23 - 104

Serviço público 183 71 6 260 347 - 607 504 - 1.111

125.323 49.860 (29.104) 146.079 93.708 (31.893) 207.894 171.314 (161.742) 217.466

Concessionárias e permissionárias

CCEE (7.3.2) - - - - 119.665 - 119.665 - - 119.665

Concessionárias e permissionárias 8.877 927 (715) 9.089 1.052 - 10.141 3.266 (330) 13.077

8.877 927 (715) 9.089 120.717 - 129.806 3.266 (330) 132.742

Telecomunicações 3.254 1.023 (1.234) 3.043 987 (3.839) 191 2.598 (2.255) 534

Distribuição de gás 1.077 251 (18) 1.310 549 (64) 1.795 3.209 (80) 4.924

138.531 52.061 (31.071) 159.521 215.961 (35.796) 339.686 180.387 (164.407) 355.666


F-34

7.3.1 PECLD de Consumidores

Em 2016 houve reconhecimento de perdas estimadas relativas à empresas em processo de recuperação

judicial, nas classes Comercial e Industrial, no montante de R$ 45.858, que representa a totalidade dos

valores expostos.

7.3.2 CCEE

Em 2015, foi constituída PECLD no valor de R$ 119.665, referente a diferenças entre os preços de venda

de energia negociada nos contratos de comercialização da Usina Hidrelétrica de Colíder e o Preço de

Liquidação de Diferença - PLD, negociado na CCEE. A Companhia aguardará a definição quanto ao pleito

de revisão do cronograma de início da operação comercial dessa usina para a possível reversão desta

estimativa de perda.

8 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

Por meio do quarto termo aditivo, assinado em 21.01.2005, foi renegociado, com o Estado do Paraná, o

saldo em 31.12.2004, da Conta de Resultados a Compensar - CRC, no montante de R$ 1.197.404, em 244

prestações recalculadas pelo sistema Price de amortização, atualizado pela variação do Índice Geral de

Preços - Disponibilidade Interna - IGP-DI, e juros de 6,65% a.a., os quais são recebidos mensalmente, com

vencimento da primeira parcela em 30.01.2005 e as demais com vencimentos subsequentes e

consecutivos.

Conforme solicitação do Estado do Paraná, aprovada pelo Conselho de Administração da Companhia

condicionada à anuência do Ministério da Fazenda, está em andamento a Novação do Termo de Ajuste da

CRC, que contempla, (i) no período de abril a dezembro de 2016, carência total dos pagamentos de

principal e juros, (ii) de janeiro a dezembro de 2017, pagamento somente do valor principal e a manutenção

dos índices de correção e juros atualmente vigentes e do valor presente líquido global do referido contrato.

As demais cláusulas serão mantidas.

Em 2017, o Estado do Paraná vem quitando mensalmente o valor referente aos juros da parcela conforme

estabelecido na Novação do Termo de Ajuste da CRC, ainda a ser concluída.

As amortizações são garantidas com recursos oriundos de dividendos.


F-35

8.1 Mutação do CRC

Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2015 94.579 1.249.529 1.344.108

Juros 84.010 - 84.010

Variação monetária 5.400 128.312 133.712

Transferências 106.262 (106.262) -

Recebimentos (178.588) - (178.588)

Em 31.12.2015 111.663 1.271.579 1.383.242

Juros 43.917 49.042 92.959


Transferências (107.710) 107.710 -

Recebimentos (49.425) - (49.425)

Em 31.12.2016 - 1.522.735 1.522.735

8.2 Vencimento das parcelas de longo prazo

31.12.2016 2018 167.812 2019 178.972 2020 190.874

2021 203.569 2022 217.107 Após 2022 564.401

1.522.735

9 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais Líquidos

Os Ativos e Passivos Financeiros Setoriais se referem aos custos não gerenciáveis da Parcela A (Conta de

Compensação de Variação de Custos da Parcela A - CVA) e a outros componentes financeiros, e que

correspondem à variação entre os custos efetivamente incorridos no ciclo tarifário, comparados à cobertura

tarifária prevista.

A CVA, composta pelos custos de aquisição de energia elétrica, custos de transmissão e encargos setoriais,

e os itens financeiros, que correspondem à sobrecontratação de energia, neutralidade dos encargos, e

outros direitos e obrigações integrantes da tarifa, são repassados integralmente à tarifa de energia ou

cobertos na forma definida pelo Poder Concedente, não impactando no resultado anual da distribuidora.

Os saldos ativos ou passivos, representam as variações positivas e negativas entre os valores previstos na

tarifa e os realizados, corrigidos por índice de atualização monetária. Anualmente, nos processos de revisão

ou reajuste tarifário, são homologados pela Aneel e repassados como componentes da tarifa de energia.

Mensalmente, é realizada a amortização dos valores homologados nos processos de revisão ou reajuste

anteriores.


F-36

O saldo em 31.12.2016 é composto pelo ciclo anterior (reajuste tarifário 2016), em amortização, que

representa o saldo homologado pela Aneel já contemplado na tarifa e pelo ciclo em constituição (reajuste

tarifário 2017 e revisão tarifária periódica 2021), que serão homologadas pela Aneel nos próximos eventos

tarifários.

9.1 Composição dos saldos de ativos e passivos fi nanceiros setoriais líquidos por ciclo tarifário

31.12.2016 31.12.2015

Passivo Ativo

Circulante Não circulante Circulante Não circulante

Ativos financeiros setoriais - reajuste tarifário 2 015

Parcela A

Rede básica - - 69.781 -

ESS - - (200.644) -

CDE - - 171.008 -

Proinfa - - (1.185) -

CVA Energ - - 365.276 -

Transporte de energia comprada de Itaipu - - 2.859 -

Outros componentes financeiros

Diferimento IRT 2013 - - 143.624 -

Diferimento IRT 2014 - - 324.003 -

Revisão tarifária extraordinária - - (179.763) -

Sobrecontratação - - 78.778 -

Neutralidade - - (7.888) -

Exposição financeira - - 9.922 -

Garantias - - 84 -

- - 775.855 -

Ativos/Passivos financeiros setoriais - reajuste ta rifário 2016

Parcela A

Rede básica (67) - 3.615 3.615

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu 354.651 - 349.704 349.704

ESS (65.712) - (69.255) (69.255)

CDE 146.005 - 231.052 231.052

Proinfa 15.179 - (40) (40)

CVA Energ (318.905) - (190.070) (190.071)

Transporte de energia comprada de Itaipu 3.759 - 2.432 2.432


Sobrecontratação (4.794) - 20.999 20.999

Revisão tarifária extraordinária (257.353) - (264.423) (264.423)

Neutralidade 40.564 - 36.266 36.266

Exposição financeira (16.250) - 4.396 4.396

Liminares CDE - - 10.228 10.228

Outros 149 - - -

(102.774) - 134.904 134.903

Passivos financeiros setoriais - reajuste tarifário 2017

Parcela A

Rede básica 4.239 4.239 - -

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu 34.717 34.717 - -

ESS (103.853) (103.853) - -

CDE (37.697) (37.697) - -

Proinfa 1.057 1.057 - -

CVA Energ (108.610) (108.610) - -

Transporte de energia comprada de Itaipu 1.972 1.972 - -


Sobrecontratação 80.482 80.482 - -

Neutralidade 75.206 75.206 - -

(52.487) (52.487) - -

Passivos financeiros setoriais - revisão tarifária 2021

Componentes financeiros

Devoluções tarifárias - (71.244) - -

- (71.244) - -

(155.261) (123.731) 910.759 134.903


F-37

9.2 Mutação dos ativos e passivos financeiros set oriais líquidos

Saldo em Saldo em

1º.01.2016 Constituição Amortização Atualização 31.12. 2016

Parcela A

Rede básica 77.011 (271) (74.168) 5.839 - 8.411

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu (9.2.1) 699.408 61.905 (409.894) 72.666 - 424.085

ESS (9.2.2) (339.154) (124.737) 292.804 (32.157) (70.174) (273.418)

CDE (9.2.3) 633.112 (249.476) (350.600) 37.575 - 70.611

Proinfa (1.265) 32.382 (16.271) 2.447 - 17.293

CVA Energ (9.2.4) (14.865) (255.085) (37.860) (39.710) (188.605) (536.125)

Transporte de energia comprada de Itaipu 7.723 6.340 (7.388) 1.028 - 7.703


Sobrecontratação (9.2.5) 120.776 115.791 (73.595) (6.802) - 156.170

Diferimento reposição tarifária 467.627 - (467.627) - - -

Revisão tarifária extraordinária (708.609) 21.541 457.942 (28.227) - (257.353)

Neutralidade (9.2.6) 64.644 154.607 (35.958) 7.683 - 190.976

Exposição financeira 18.714 (42.000) 7.643 (607) - (16.250)

Devoluções tarifárias (9.2.7) - (66.043) - (5.201) - (71.244)

Liminares CDE (9.2.8) 20.456 (19.808) - (648) - -

Outros 84 409 (245) (99) - 149

1.045.662 (364.445) (715.217) 13.787 (258.779) (278.992)

Circulante 910.759 (155.261)

Não Circulante 134.903 (123.731)

Receita Operacional Bandeiras tarifárias

Resultado financeiro

Saldo em Saldo em

1º.01.2015 Constituição Amortização Atualização Conta ACR 31.12.2015

Parcela A

CCC 4.254 - (4.254) - - - -

Rede básica 96.852 57.734 (89.677) 12.102 - - 77.011

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu (9.2.1) (108.701) 788.542 (2.610) 22.177 - - 699.408

ESS (9.2.2) (370.765) 30.779 300.650 (44.439) - (255.379) (339.154)

CDE (9.2.3) 16.892 756.556 (184.185) 43.849 - - 633.112

Proinfa 4.604 (2.350) (3.601) 82 - - (1.265)

CVA Energ (9.2.4) 603.474 421.026 (561.430) 66.337 (19.590) (524.682) (14.865)

Transporte de energia comprada de Itaipu 2.057 8.398 (3.229) 497 - - 7.723


Sobrecontratação (9.2.5) 212.537 206.796 (157.979) 34.824 (38.704) (136.698) 120.776

Diferimento reposição tarifária 599.402 311.212 (467.628) 24.641 - - 467.627

Revisão tarifária extraordinária - (842.087) 179.763 (46.285) - - (708.609)

Neutralidade (9.2.6) (21.016) 63.603 18.559 3.498 - - 64.644

Exposição financeira - 25.174 (9.922) 3.462 - - 18.714

Liminares CDE (9.2.8) - 19.808 - 648 - - 20.456

Outros 1.554 160 (1.638) 8 - - 84

1.041.144 1.845.351 (987.181) 121.401 (58.294) (916.759) 1.045.662

Circulante 609.298 910.759

Não Circulante 431.846 134.903

Receita OperacionalResultado financeiro Bandeiras

tarifárias


F-38

9.2.1 Energia Elétrica Comprada para Revenda - Itaipu

A potência da Usina Hidrelétrica de Itaipu é vendida por meio de cotas-parte às concessionárias das regiões

Sul, Sudeste e Centro-Oeste, de acordo com seus mercados. O valor constituído em 2016 refere-se à

variação do custo de aquisição de energia elétrica e à variação cambial, em relação ao previsto no último

reajuste tarifário.

9.2.2 Encargos de Serviços do Sistema - ESS

Consistem nos custos associados ao despacho de geração térmica para a manutenção da confiabilidade e

da estabilidade do sistema, cuja precificação não foi considerada no cálculo do PLD. Este valor é pago por

todos os agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do consumo sujeito ao

pagamento desse encargo.

Contemplam o ressarcimento aos agentes de geração dos custos das restrições de operação, prestação de

serviços ancilares e por razão de segurança energética.

O ESS foi compensado pelos recursos recebidos da Conta Centralizadora de Recursos de Bandeiras

Tarifárias - CCRBT ou Conta Bandeiras.

Em 2016 houve melhora do cenário hidrológico e redução do despacho das usinas termoelétricas,

favorecendo a redução desse encargo.

9.2.3 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

O saldo constituído de CDE em 2016 é resultado do valor inferior das quotas de pagamento mensal,

excetuando-se neste caso os descontos da CDE decorrentes de liminares, homologadas pela Aneel

(NE nº 32.5.1), em relação à quota regulatória prevista na tarifa de energia.

9.2.4 Energia elétrica comprada para revenda - CVA Energ

O saldo constituído reflete a diferença entre o preço médio de pagamento, relativo aos efeitos de

contratação por disponibilidade (ECD), Angra e Cotas, e o preço médio de cobertura tarifária.

A conta de CVA Energ foi compensada pelos recursos recebidos da Conta Centralizadora de Recursos de

Bandeiras Tarifárias - CCRBT ou Conta Bandeiras.

Em 26.01.2016, foi aprovada pela Aneel a Resolução Normativa nº 700/2016, que trata a metodologia para

os casos de saldos positivos da Conta Bandeiras, onde prevê que o excedente de bandeiras seja alocado

na distribuidora, a ser apropriado aos consumidores nos processos tarifários subsequentes, podendo ser

compensado nas próximas apurações da Conta Bandeiras, até o próximo reajuste tarifário.


F-39

9.2.5 Sobrecontratação

Corresponde ao custo de aquisição do montante de sobrecontratação de energia em relação à carga anual

de fornecimento, bem como ao custo da energia referente à exposição ao mercado de curto prazo. O saldo

constituído é reflexo da venda das sobras de energia no mercado de curto prazo a um preço de PLD inferior

ao mix de cobertura.

9.2.6 Neutralidade

Corresponde à estimativa da parcela recuperável dos encargos setoriais não recebidos pela tarifa vigente

(receita faturada), face a retração do consumo verificado no período.

9.2.7 Devoluções tarifárias

A Aneel, através do Despacho nº 245 de 28.01.2016, alinhado aos Procedimentos de Regulação Tarifária -

Proret, submódulo 2.1 - Procedimentos Gerais, determinou que os novos valores decorrentes de

ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, anteriormente registrados como obrigações especiais,

devem ser contabilizados a partir de 1º.01.2016 como passivos financeiros setoriais, líquidos dos tributos

incidentes, do percentual regulatório de 3,5% da receita, referente à ultrapassagem de demanda na rede de

transmissão, e das receitas irrecuperáveis, aplicando-se o percentual regulatório associado à classe de

consumo industrial. Estes valores, atualizados mensalmente pela taxa Selic, devem ser subtraídos da tarifa

na próxima revisão tarifária, gerando efeitos a partir de 2021.

9.2.8 Liminares CDE

A Aneel, através da Resolução Homologatória 1.986/2015, definiu as tarifas para membros da Associação

Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres - Abrace, que em

decorrência de decisão judicial obtiveram suspensão do pagamento de parte do encargo da CDE, refletindo

na redução da receita, sendo que a parcela desonerada dos associados seria rateada entre os demais

consumidores no próximo ciclo tarifário.

A Copel DIS, em atendimento ao Despacho Aneel nº 1.576/2016 de 14.06.2016 que alterou a metodologia

para a aplicação das liminares, tendo em vista, inclusive, o aumento dos processos judiciais contestando o

encargo, efetuou a glosa no pagamento da CDE e reverteu o componente financeiro.


F-40

10 Contas a Receber Vinculadas à Concessão

31.12.2016 31.12.2015

Contratos de concessão de distribuição (10.1) 614.806 424.140

Bonificação de outorga (10.2) 586.706 -

Contratos de concessão de transmissão (10.3) 1.342.055 929.835

Contratos de concessão de transmissão - Laudo RBSE (10.4) 1.186.985 -

Contratos de concessão de gás (10.5) 83.378 13.638

3.813.930 1.367.613

Circulante 65.595 9.162

Não circulante 3.748.335 1.358.451

10.1 Contrato de concessão de distribuição

Obrigações

Ativo especiais Total

Em 1º.01.2015 6.061.481 (2.269.005) 3.792.476

Transferências do intangível em curso 607.440 (95.689) 511.751

Transferências para o intangível - renovação da concessão de distribuição (NE nº 20.1) (6.635.901) 2.579.546 (4.056.355)

Reconhecimento do valor justo 418.064 (201.039) 217.025

Baixas (26.944) (13.813) (40.757)

Em 31.12.2015 424.140 - 424.140

Transferências do intangível 58.970 - 58.970

Transferências de investimentos 12 - 12

Reconhecimento do valor justo 131.738 - 131.738

Baixas (54) - (54)

Em 31.12.2016 614.806 - 614.806

Não circulante

A Companhia assinou em 09.12.2015 o Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 46/1999,

prorrogando a vigência até 07.07.2045, de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e

Energia de 09.11.2015, com fundamento na Lei nº 12.783/2013, no Decreto nº 7.805/2012 e no Decreto

nº 8.461/2015.

O saldo de Contas a Receber Vinculadas à Concessão referente ao contrato de concessão da distribuidora

é mensurado a valor justo, e seu recebimento é assegurado pelo Poder Concedente, por meio de

indenização quando da reversão desses ativos ao término da concessão.

Em razão da prorrogação da vigência do contrato de concessão, o valor de R$ 4.056.355, foi reclassificado

para o Ativo Intangível em 2015, restando um saldo de R$ 424.140 ao final do exercício. Em decorrência do

resultado positivo da revisão tarifária, foi reconhecido o valor de R$ 104.239 que, somado à aplicação do

IPCA sobre a base blindada, durante 2016, possibilitou o reconhecimento de valor justo de R$ 131.738. O

saldo final, acrescido das novas capitalizações em 2016, é de R$ 614.806.


F-41

10.2 Bonificação pela Outorga de contrato de conc essão em regime de cotas


Em 1º.01.2016 - - -

Reconhecimento da bonificação de outorga - 574.827 574.827

Transferências entre circulante e não circulante 86.173 (86.173) -

Transferências para suprimento de energia elétrica - clientes (84.904) - (84.904)

Juros efetivos (NE nº 32.2) - 96.783 96.783

Em 31.12.2016 1.269 585.437 586.706

A Copel GeT firmou em 05.01.2016, por 30 anos, contrato de concessão da UHE GPS, nos termos da Lei

nº 12.783/2013, com pagamento ao Poder Concedente da Bonificação pela Outorga - BO no montante de

R$ 574.827, conforme regras do Edital de Leilão Aneel n° 12/2015.

A assinatura do contrato permite a exploração da concessão pelos próximos 30 anos e a energia será toda

comercializada no Ambiente de Contratação Regulada - ACR no Sistema de Cota de Garantia Física - CGF

ou “regime de cotas” em 2016 e, a partir de 2017, na proporção de 70% da energia no ACR e 30% no

ambiente livre - ACL.

O valor da bonificação pela outorga foi reconhecido como um ativo financeiro em função do direito

incondicional da Companhia de receber o valor pago com atualização pelo IPCA e juros remuneratórios

durante o período de vigência da concessão.

10.3 Contratos de concessão de transmissão

Obrigações

Circulante Ativo especiais Total

Em 1º.01.2015 7.430 699.301 (75.710) 631.021

Transferências entre circulante e não circulante 48.118 (48.118) - -

Transferências para encargos do uso da rede - clientes (46.386) - - (46.386)

Transferências do imobilizado - 1.740 - 1.740

Remuneração - 110.893 - 110.893

Receita de construção - 232.567 - 232.567

Em 31.12.2015 9.162 996.383 (75.710) 929.835

Transferências entre circulante e não circulante 55.967 (55.967) - -

Transferências para encargos do uso da rede - clientes (53.851) - - (53.851)

Transferências para o imobilizado - (5.066) - (5.066)

Transferências para o intangível - (150) - (150)

Transferência pelo reconhecimento do laudo RBSE (10.4) - (61.760) - (61.760)

Remuneração - 100.085 (1.305) 98.780

Reversão de estimativa de perdas - 29.025 - 29.025

Receita de construção - 405.242 - 405.242

Em 31.12.2016 11.278 1.407.792 (77.015) 1.342.055

Não circulante

z


F-42

10.4 Remensuração do ativo financeiro RBSE


Em 1º.01.2016 - - -

Remuneração pela remensuração do fluxo de caixa dos ativos RBSE (NE nº 32.3) - 809.639 809.639

Transferência do contas a receber vinculadas a indenização da concessão (NE nº 11) - 160.217 160.217

Transferências entre circulante e não circulante 53.048 (53.048) -

Transferências do imobilizado - 155.369 155.369

Transferência pelo reconhecimento do laudo RBSE (10.3) - 61.760 61.760

Em 31.12.2016 53.048 1.133.937 1.186.985

A Copel GeT prorrogou o contrato de concessão 060/2001 nos termos da lei nº 12.783/2013.

Dos valores a receber referente a parte dos ativos de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do

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

anteriores a maio de 2000, a Copel GeT protocolou, em 31.03.2015 junto à Aneel, o laudo de avaliação

desses ativos, no montante de R$ 882.300 na data base de 31.12.2012, o qual está pendente de

homologação.

Em 20.04.2016, foi publicada a Portaria nº 120 pelo MME, determinando que os valores dos ativos ainda

não depreciados e/ou amortizados, passem a compor a Base de Remuneração Regulatória - BRR das

concessionárias de transmissão de energia elétrica a partir do processo tarifário de 2017 com um

incremento na Receita Anual Permitida - RAP. A Portaria abordou aspectos relacionados à atualização,

remuneração e prazo de recebimento dos valores envolvidos, os quais foram regulamentados pela

Resolução Normativa Aneel nº 762/2017 após a Audiência Pública 068/2016.

Após a instrução emanada do Poder Concedente anteriormente descrita, a Companhia vem a cada período

de reporte remensurando o fluxo de caixa destes ativos com base em sua melhor estimativa, o qual

representa um saldo do Ativo de R$ 1.186.985 em 31.12.2016, em conformidade com o IAS 39 –

Instrumentos Financeiros. A variação ocorrida pela remensuração do ativo tem como contrapartida a receita

operacional e refletiu no resultado do exercício de 2016 o montante de R$ 809.639.

Adicionalmente, em outubro de 2016 a Aneel apresentou novos apontamentos ao laudo de avaliação

protocolado, que em sua interpretação, reduzem o montante a receber. A Companhia já está considerando

em sua estimativa os ajustes da nova manifestação da Aneel. No entanto, exercendo seu direito ao

contraditório, a Copel GeT protocolou tempestivamente recurso com sua manifestação o qual aguarda

análise daquela agência.


F-43

10.5 Contrato de concessão de distribuição de gás

Não circulante

Em 1º.01.2015 1.920

Capitalizações do intangível em curso 11.030

Reconhecimento do valor justo 688

Em 31.12.2015 13.638

Capitalizações do intangível em curso 68.737

Reconhecimento do valor justo 1.003

Em 31.12.2016 83.378

10.6 Compromissos relativos às concessões de tran smissão

Compromissos assumidos com os fornecedores de equipamentos e serviços, referentes aos seguintes

empreendimentos:

Linhas de Transmissão e Subestações Valor

Contrato nº 010/2010 - LT 500kV Araraquara 2 - Taubaté e SEs 500kV Araraquara e Taubaté 116.293

Contrato nº 021/2014 - LT 230kV Foz do Chopim Realeza Sul e SE 230kV Realeza Sul 1.388

Contrato nº 022/2014 - LT 500kV Londrina - Assis e SEs 500kV Londrina e Assis 27.048

Contrato nº 006/2016 - LT 500kV Blumenau - Curitiba Leste e SE 500kV Blumenau e Curitiba Leste 29.887

LT 230kV SE B. Iguaçu - Realeza Sul e SE 230kV Medianeira Norte 52.518

LT 230kV Curitiba Centro - Uberaba e SE 230kV Curitiba Centro 166.225

Seccionamento LT 230kV Assis - Salto Grande e SE 230kV Andirá Leste 40.024

433.383

11 Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Con cessão

O saldo registrado em 31.12.2016 refere-se aos ativos de geração em decorrência do vencimento das

concessões das PCH Rio dos Patos, UHE GPS e UHE Mourão I. A Copel GeT depreciou as usinas até a

data de vencimento das concessões e as reclassificou para Contas a Receber Vinculadas à Indenização da

Concessão pelo valor residual contábil do Ativo Imobilizado. A Copel GeT avaliou esses ativos e, apesar do

Poder Concedente ainda não ter divulgado a forma do pagamento da remuneração dos ativos e de

existirem incertezas quanto a homologação dos investimentos realizados, a expectativa da Administração

sobre sua indenização indica a recuperabilidade do saldo registrado, baseado na metodologia de

compensação determinada pela Aneel.

A variação ocorrida pela remensuração do fluxo de caixa destes ativos teve como contrapartida Outras

Receitas e refletiu no resultado do exercício de 2016 o montante de R$ 8.137.


F-44

A Copel GeT manifestou tempestivamente junto a Aneel o interesse no recebimento do valor indenizável. A

formalização da comprovação de realização dos respectivos investimentos junto àquela agência reguladora

ocorreu em 17.12.2015. Para elaboração das informações, foi utilizada a metodologia do valor novo de

reposição, conforme definido pela Resolução Normativa Aneel nº 596/2013.

Dos saldos registrados em 31.12.2015, houve reclassificação para o Contas a Receber Vinculado a

Concessão, dos valores a receber dos ativos de transmissão de energia elétrica da RBSE e das instalações

de conexão e Demais Instalações de Transmissão - RPC, em decorrência do reconhecimento dos efeitos da

Portaria MME n° 120, conforme NE n° 10.4.

11.1 Mutação das contas a receber vinculadas à in denização da concessão


Em 1º.01.2015 301.046 160.217 461.263

Transferências do imobilizado - indenização de concessões de geração - 81.191 81.191

Transferências do imobilizado - perdas estimadas para redução ao valor recuperável (NE nº 19.9) - (21.852) (21.852)

Remuneração 20.363 - 20.363

Recebimentos (321.409) - (321.409)

Em 31.12.2015 - 219.556 219.556

Transferência para o contas a receber vinculadas à concessão (NE nº 10.4) - (160.217) (160.217)

Remuneração pela remensuração do fluxo de caixa - 8.137 8.137

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável - (75) (75)

Em 31.12.2016 - 67.401 67.401

12 Outros Créditos

31.12.2016 31.12.2015

Serviços em curso (a) 136.085 128.336

Repasse CDE (12.1) 45.929 119.010

Adiantamento a fornecedores (b) (12.2) 44.806 95.765

Desativações em curso 43.602 31.159

Adiantamento a empregados 25.916 24.660

Adiantamento para indenizações imobiliárias 11.050 20.277

Outros créditos 73.096 87.296

380.484 506.503

Circulante 306.933 474.889


(a) Referem-se, em sua maioria, aos programas de P&D e PEE, os quais, após seu término, são compensados com o respectivo

passivo registrado para este fim.

(b) Referem-se a adiantamentos previstos em cláusulas contratuais.

12.1 Repasse CDE

A CDE (NE nº 32.5.1) tem entre suas finalidades prover recursos para subsidiar os descontos aplicados nas

tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição.


F-45

O valor repassado à Copel DIS de junho de 2015 a maio de 2016, homologado pelas resoluções da Aneel

nºs 1.858/2015 e 1.897/2015, foi alterado pela resolução nº 2.096, de 21.06.2016, que homologou o

resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Copel DIS.

12.2 Adiantamento a fornecedores

Nesse saldo está contido o adiantamento a fornecedores da Compagás referente ao contrato de aquisição

de gás junto à Petrobras, relativo à aquisição de volumes e capacidades de transporte contratados e

garantidos, superiores àqueles efetivamente retirados e utilizados, e contém cláusula de compensação

futura. A Compagás possui o direito de retirar o gás em meses subsequentes, podendo compensar o

volume contratado e não consumido num prazo prescricional de até 10 anos. Este saldo é corrigido

mensalmente, atualizando o valor de recuperação. De acordo com as disposições contratuais e

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

Compagás efetuou ajuste de valor recuperável do crédito de ship or pay a compensar. O efeito no resultado

do exercício, no montante de R$ 87.479, foi registrado na rubrica de custos operacionais - perdas

estimadas, provisões e reversões.

13 Tributos

13.1 Imposto de renda e contribuição social

31.12.2016 31.12.2015

Ativo circulante

IR e CSLL a compensar 765.150 517.206

IR e CSLL a compensar com o passivo (576.198) (322.962)

188.952 194.244

Ativo não circulante

IR e CSLL a recuperar 169.967 94.686

169.967 94.686

Passivo circulante

IR e CSLL a recolher 547.992 613.278

IR e CSLL a compensar com o ativo (506.538) (301.362)

41.454 311.916

A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social calculados com base nos

resultados tributáveis (lucro ajustado) de cada entidade tributável e às alíquotas aplicáveis segundo a

legislação vigente, 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a R$ 240 anuais, para o imposto de renda,

e 9% para a contribuição social.

O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros tributáveis futuros,

observado o limite de 30% do lucro tributável no período, não estando sujeitos a prazo prescricional.


F-46

13.2 Imposto de renda e contribuição social difer idos

O imposto de renda e a contribuição social diferidos são aplicados sobre as diferenças entre os ativos e

passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores apropriados nas demonstrações

financeiras, os quais são reconhecidos somente na extensão em que seja provável que existirá base

tributável positiva, para a qual as diferenças temporárias possam ser utilizadas e os prejuízos fiscais

possam ser compensados.

Os ativos e passivos fiscais diferidos são divulgados por seu valor líquido caso haja um direito legal de

compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a tributos lançados pela mesma

autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.

13.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos

.

Reconhecido Reconhecido

Saldo em Reconhecido no resultado Saldo em Reconhecido no resultado Saldo em

1º.01.2015 no resultado abrangente 31.12.2015 no resu ltado abrangente 31.12.2016


Provisões para litígios 467.565 (11.249) - 456.316 (28.656) - 427.660

Planos previdenciário e assistencial 220.371 35.700 - 256.071 29.151 - 285.222

Efeitos IAS 16 - redução ao valor recuperável de ativos 274.476 (22.450) - 252.026 37.591 - 289.617

Provisão para P&D e PEE 93.581 23.090 - 116.671 25.608 - 142.279

PECLD 61.174 64.767 - 125.941 3.697 - 129.638

Provisão para compra de energia 155.614 28.857 - 184.471 (69.214) - 115.257

INSS - liminar sobre depósito judicial 29.607 7.151 - 36.758 17.992 - 54.750

Amortização do direito de concessão 36.942 2.597 - 39.539 4.592 - 44.131

Efeitos IFRIC 12 - contratos de concessão 46.259 (8.250) - 38.009 (11.803) - 26.206

Provisão para perdas tributárias 17.114 312 - 17.426 5.750 - 23.176

Efeitos IAS 39 - instrumentos financeiros 7.601 (1.069) (216) 6.316 6.607 - 12.923

Provisão para participação nos lucros 30.438 (4.613) - 25.825 (4.494) - 21.331

Prejuízo fiscal e base de cálculo negativa 14.574 (8.524) - 6.050 45.063 - 51.113

Efeitos IAS 19 - benefícios a empregados 83.939 - (82.359) 1.580 (517) (1.063) -

Efeitos da repactuação do risco hidrológico - GSF - 41.308 - 41.308 (41.308) - -

Bandeira tarifária - 16.486 - 16.486 (16.486) - -

Outros 24.691 13.699 - 38.390 53.256 - 91.646

1.563.946 177.812 (82.575) 1.659.183 56.829 (1.063) 1.714.949

(-) Passivo não circulante

Efeitos IAS 16 - custo atribuído 585.781 (46.591) - 539.190 (52.395) - 486.795

Efeitos IFRIC 12 - contratos de concessão 19.113 72.013 - 91.126 348.820 - 439.946

Atualização de depósitos judiciais - - - - 62.538 - 62.538

Efeitos IAS 19 - benefícios a empregados - - 56.700 56.700 - (31.237) 25.463

Resultado da alteração de método de

avaliação de investimento (NE nº 18.4) - - - - 17.717 - 17.717

Diferimento de ganho de capital 39.618 (28.298) - 11.320 - - 11.320

Efeitos IAS 39 - instrumentos financeiros 5.946 (96) (1) 5.849 - 1.229 7.078

Capitalização de encargos financeiros 5.357 - - 5.357 - - 5.357

Ativos financeiros setoriais 353.989 1.536 - 355.525 (355.525) - -

Provisão para deságio 25.297 - - 25.297 (25.297) - -

Outros 18.017 13.454 - 31.471 2.217 - 33.688

1.053.118 12.018 56.699 1.121.835 (1.925) (30.008) 1.089.902

Líquido 510.828 165.794 (139.274) 537.348 58.754 28.945 625.047

Ativo apresentado no Balanço Patrimonial 526.046 537.562 803.477

Passivo apresentado no Balanço Patrimonial (15.218) (214) (178.430)

Líquido 510.828 537.348 625.047


F-47

13.2.2 Realização dos créditos fiscais diferidos

O crédito fiscal oriundo do plano previdenciário e assistencial foi calculado sob a provisão atuarial apurada

por avaliação atuarial preparada anualmente por atuário independente. Os tributos diferidos sobre as

demais provisões para litígios serão realizados em virtude das decisões judiciais.

O Conselho Fiscal examinou e o Conselho de Administração aprovou o estudo técnico elaborado pela sua

Diretoria de Finanças e de Relações com Investidores no qual se evidencia a realização dos impostos

diferidos:

2017 113.386

2018 132.807

2019 63.925

2020 19.634

2021 18.628

2022 a 2024 8.000

2025 a 2027 268.667

625.047

13.2.3 Créditos fiscais não reconhecidos

Em 31.12.2016. a UEG Araucária não reconheceu créditos de Imposto de Renda e Contribuição Social

sobre prejuízos fiscais e bases negativas no montante de R$ 16.925 por não haver, neste momento,

razoável certeza de geração de lucros tributáveis futuros suficientes à absorção dos referidos ativos.


F-48

13.3 Outros tributos a recuperar e a recolher

31.12.2016 31.12.2015

Ativo circulante

ICMS a recuperar 62.934 66.475

PIS/Pasep e Cofins a compensar 52.240 76.810

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o passivo (47.810) (73.162)

Outros tributos a compensar 567 602

67.931 70.725


ICMS a recuperar 35.659 20.386

PIS/Pasep e Cofins 62.113 59.209

Outros tributos a compensar 33.336 33.307

131.108 112.902

Passivo circulante

ICMS a recolher 113.793 143.561

PIS/Pasep e Cofins a recolher 136.437 163.840

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o ativo (87.629) (73.162)

IRRF sobre JSCP 90.147 71.662

IRRF sobre JSCP a compensar com o IR e CSLL ativo (29.841) (21.600)

Parcelamento ordinário junto à Receita Federal do Brasil 59.558 45.586

Outros tributos 12.529 11.061

294.994 340.948

Passivo não circulante

INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial 161.336 108.278

Parcelamento ordinário junto à Receita Federal do Brasil 138.969 148.153

Outros tributos 2.841 842 303.146 257.273

As receitas de vendas e de serviços estão sujeitas à tributação pelo Imposto sobre Circulação de

Mercadorias e Serviços - ICMS e Imposto sobre Serviços - ISS às alíquotas vigentes, assim como à

tributação pelo Programa de Integração Social - PIS e pela Contribuição para Financiamento da Seguridade

Social - Cofins.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do PIS e da Cofins são apresentados deduzindo os custos

operacionais na demonstração do resultado.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do ICMS, PIS e da Cofins relacionados às aquisições de

bens são apresentados deduzindo o custo de aquisição dos respectivos ativos.

As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou no não

circulante, de acordo com a previsão de sua realização.


F-49

13.4 Conciliação da provisão para imposto de rend a e contribuição social

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Lucro antes do IRPJ e CSLL 1.478.358 1.797.780 1.857.631

IRPJ e CSLL (34%) (502.642) (611.245) (631.595)

Efeitos fiscais sobre:

Equivalência patrimonial 66.899 21.882 47.897

Juros sobre o capital próprio 96.202 67.320 10.200

Dividendos 838 572 238

Finam - - 1.745

Despesas indedutíveis (11.624) (13.706) (8.209)

Incentivos fiscais 16.567 18.757 20.248

Compensação de prejuízo fiscal e base negativa da CSLL - (909) 35.146

Diferença entre as bases de cálculo do lucro real e presumido (114.149) (15.302) 1.924

Outros (82.659) 402 390

IRPJ e CSLL correntes (589.322) (698.023) (747.869)

IRPJ e CSLL diferidos 58.754 165.794 225.853

Alíquota efetiva - % 35,9% 29,6% 28,1%

14 Despesas Antecipadas

31.12.2016 31.12.2015

Prêmio de risco - Repactuação do Risco Hidrológico (GSF) (14.1) 40.909 48.653

Outros 23.770 26.122

64.679 74.775



14.1 Prêmio de risco - Repactuação do Risco Hidro lógico (GSF)

Durante o período de 2015 os geradores hidrelétricos foram fortemente impactados pela geração de energia

elétrica abaixo de sua garantia física em decorrência do baixo nível dos reservatórios afetados pela

escassez de chuvas dos últimos anos, ocorrendo a necessidade de liquidação junto a CCEE, ao preço do

PLD, do déficit entre a energia gerada e a vendida.

O Poder Concedente, em 08.12.2015, com a promulgação da Lei n° 13.203 permitiu aos agentes de

geração hidrelétrica participantes do MRE a repactuação do risco hidrológico até então suportados por eles

com efeitos retroativos a 1°.01.2015.


F-50

A Resolução Normativa Aneel n° 684, de 11.12.2015, estabeleceu os critérios para anuência e as demais

condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica pelos agentes participantes do

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. A repactuação no Ambiente de Contratação Regulado - ACR

se deu pela transferência do risco hidrológico ao consumidor, mediante pagamento de prêmio de risco pelo

gerador à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT e a repactuação no

Ambiente de Contratação Livre - ACL pela contratação de níveis de Energia de Reserva.

Em 23.12.2015, após análise das condições para repactuação no ACR e no ACL, as controladas Copel GeT

e a Elejor protocolaram pedidos de repactuação do risco hidrológico somente no ACR das UHEs Mauá, Foz

do Areia, Santa Clara e Fundão, anuídos através dos Despachos Aneel nºs 84/2016 e 43/2016,

respectivamente.

De acordo com o Termo de Repactuação do Risco Hidrológico e dos regulamentos citados, as controladas

adquiriram o direito de recuperar parcialmente o custo com o fator de ajuste do MRE (GSF) incorridos no

período de 2015, no montante de R$ 33,55 por MW médio para a classe do produto SP100, referente ao

prêmio de risco por elas contratado.

Em 31.12.2015, a Copel GeT e a Elejor reconheceram no resultado do exercício como Recuperação do

Custo de Compra de Energia pela Repactuação do GSF o montante de R$ 134.620, conforme apresentado

a seguir.

UsinaGarantia

física(MW médio)

Montante de energia elegível

(MW médio)

Prazo de amortização da despesa antecipada

Prazo de extensão de outorga (intangível)

Valor do ativo a recuperar pela repactuação

do GSF

Valor da despesa antecipada à amortizar com prêmio de risco

futuro

Valor do intangível à amortizar pelo período

da concessão

Mauá 100,827 97,39101.01.2016 a 30.06.2020 não aplicável 28.623 28.623 -

Foz do Areia 576,000 226,70501.01.2016 a 31.12.2016

24.05.2023 a 17.09.2023 66.628 17.222 49.406

Santa Clara e Fundão 135,400 134,323

01.01.2016 a 22.04.2019

25.10.2036 a 28.05.2037 39.369 30.326 9.043

458,419 134.620 76.171 58.449

Também em 31.12.2015, em contrapartida ao resultado, foram registrados os montantes de R$ 48.653, em

Despesas Antecipadas, R$ 30.807, no Intangível, e R$ 55.160 como redutora do passivo com a CCEE.

A composição dos registros em 31.12.2016 é apresentada a seguir:

Saldo em Saldo em

1º.01.2016 Amortização Transferências 31.12.2016

Prêmio de risco - ativo circulante 23.313 (32.679) 24.825 15.459

Prêmio de risco - ativo não circulante 25.340 - 110 25.450

Intangível 30.807 (4.493) 26.872 53.186

Redutora do passivo com CCEE 55.160 (3.353) (51.807) -

134.620 (40.525) - 94.095

Prêmio de risco a amortizar 76.171 40.909

Extensão de prazo da outorga 58.449 53.186


F-51

15 Partes Relacionadas

31.12.2016 31.12.2015

Controlador

Estado do Paraná (15.1) 155.141 187.048

Empreendimento controlado em conjunto

Voltalia São Miguel do Gostoso (15.2) 28.968 25.237

184.109 212.285



15.1 Estado do Paraná

15.1.1 Crédito referente ao Programa Luz Fraterna, R$ 115.890 (R$ 153.300, em 31.12.2015)

As transferências dos direitos creditórios da conta Luz Fraterna (NE nº 37.a) da Copel DIS para a Copel

foram suspensas a partir do segundo semestre de 2015, considerando o Decreto nº 2.789/2015, que criou a

possibilidade de utilização de crédito presumido de ICMS para quitação das faturas alusivas a esse

programa. Adicionalmente, a Lei Estadual nº 18.875 de 27.09.2016 autorizou o Estado do Paraná a parcelar

os débitos vencidos e não pagos junto à Copel, relativos a serviços prestados até a data da publicação da

referida Lei.

Está em fase final de negociação a quitação do saldo remanescente, através da utilização de crédito

presumido de ICMS, conforme o Decreto nº 2.789/2015. Contudo, durante as negociações, foi identificado o

valor de R$ 37.410 como controverso, decorrente da forma de atualização monetária. Considerando que as

negociações não se encerraram até a data de emissão dessas demonstrações financeiras, a Administração

contabilizou a reversão dessa atualização.

15.1.2 Crédito referente à obras da Copa do Mundo de 2014, R$ 14.266 (R$ 14.266, em 31.12.2015)

Através da 2.119ª Reunião de Diretoria ocorrida em 28.07.2014, foi aprovada a transferência dos direitos

creditórios dos custos relativos aos projetos de mobilidade para a Copa do Mundo de Futebol da Federação

Internacional de Futebol - FIFA 2014 realizados pela Copel DIS e de responsabilidade do Estado do Paraná.

A Aneel, por meio do despacho n° 3.483/2015, anuiu a transação, e, assim, foi celebrado Instrumento de

Cessão de Crédito transferindo os direitos da Copel DIS para a Copel.

A Lei nº 18.875 de 27.09.2016 autorizou o Estado do Paraná a parcelar os débitos vencidos e não pagos

junto à Copel, relativos a serviços prestados até a data da publicação da referida Lei. Considerando esta

previsão legal, a Administração está em fase de negociação para definir os termos da liquidação deste

saldo.


F-52

15.1.3 Crédito referente ao Programa Morar Bem, R$ 24.984 (R$ 19.482, em 31.12.2015)

O Programa Morar Bem Paraná, instituído pelo Decreto n.º 2.845/2011, é um convênio entre o Estado do

Paraná, a Companhia de Habitação do Paraná - Cohapar e a Copel DIS, cuja gestão é realizada pela

Cohapar. As principais atribuições da Copel no convênio são as construções das redes de distribuição de

energia elétrica e das entradas de serviços das unidades consumidoras dos conjuntos habitacionais.

A Lei nº 18.875 de 27.09.2016 autorizou o Estado do Paraná a parcelar os débitos vencidos e não pagos

junto à Copel, relativos a serviços prestados até a data da publicação da referida Lei. Considerando esta

previsão legal, a Administração está em fase de negociação para definir os termos da liquidação deste

saldo.

15.2 Voltalia São Miguel do Gostoso Participações S.A. - Mútuo

Em 14.05.2015, foi assinado contrato de mútuo entre Copel (mutuante) e a Voltalia São Miguel do Gostoso

Participações S.A. (mutuária), com efeitos retroativos a partir de 06.02.2015, no limite de R$ 29.400

acrescido de IOF, com prazo de dois anos e remuneração de 111,5% do CDI e com o objetivo de

proporcionar capital de giro para o financiamento das atividades e negócios da mutuária. Do valor limite

aprovado, a mutuária utilizou R$ 23.672. Em 2016, foi registrada receita financeira no valor de R$ 3.509

(R$ 3.260, em 2015).

16 Outros Investimentos Temporários

Cotação em

Quantidade bolsa de valores

Investimento de ações Tipo R$ por ação 31.12.2016

Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar (NE nº 18.4) 36.343.267 PN 10,75 390.690

Outros investimentos 17.607

408.297

16.1 Empréstimos de ações preferenciais da Sanepa r

Em decorrência da conversão das ações ordinárias de emissão da Sanepar em preferenciais (NE nº 18.4), a

Copel celebrou um Contrato de Prestação de Serviços de Estabilização de Preço de Ações Preferenciais de

Emissão da Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar, em 19.12.2016. Nesse contrato foram

emprestadas 23.101.329 ações de propriedade da Copel, com prazo fixo de retorno dos títulos à Copel de

45 dias contados da data de empréstimo das ações, com possibilidade de antecipação. Em 20.01.2017 a

totalidade das ações retornaram à titularidade da Copel.

A Companhia avaliou esta operação conforme práticas contábeis aplicáveis e concluiu que este ativo

permanece com sua classificação contábil mantida como ativo financeiro de longo prazo, mesmo durante o

período do aluguel.


F-53

17 Depósitos Judiciais

31.12.2016 31.12.2015

Fiscais 433.880 457.449

Trabalhistas 149.968 169.194

Cíveis

Fornecedores 7.680 2.828

Cíveis 51.482 75.788

Servidões de passagem 6.679 7.715

Consumidores 3.197 3.628

69.038 89.959

Outros 4.717 3.325

657.603 719.927

18 Investimentos

18.1 Mutação dos investimentos

Ajustes de Aporte DividendosSaldo em Equivalência avaliação e/ou Amorti- e JSCP Sal do em

1º.01.2016 patrimonial patrimonial Afac zação propost os Outros 31.12.2016

Empreendimentos controlados em conjunto (18.3)

Dominó Holdings (a) 242.652 37.492 (375) - - (123.260) (74.983) 81.526

Voltalia São Miguel do Gostoso I 72.249 4.345 - - - (1.031) - 75.563

Voltalia São Miguel do Gostoso - direito de autorização 11.507 - - - (367) - - 11.140

Paraná Gás 106 (69) - - - - - 37

Costa Oeste 32.631 7.372 - - - (2.771) - 37.232

Marumbi 75.914 16.188 - 3.520 - (744) - 94.878

Transmissora Sul Brasileira 67.563 1.806 - - - - - 69.369

Caiuá 51.271 8.143 - - - 643 - 60.057

Integração Maranhense 104.286 15.934 - 1.569 - 464 - 122.253

Matrinchã 697.912 41.910 - 67.345 - (15.098) - 792.069

Guaraciaba 298.794 11.194 - 90.564 - (1.583) - 398.969

Paranaíba 100.726 12.847 - 36.691 - (3.051) - 147.213

Mata de Santa Genebra 26.903 (2.578) - 207.915 - - - 232.240

Cantareira 60.105 5.155 - 97.431 - (836) - 161.855

1.842.619 159.739 (375) 505.035 (367) (147.267) (74.983) 2.284.401

Coligadas

Sanepar (18.4) 311.679 43.120 (479) - - (19.372) (334.948) -

Dona Francisca Energética (18.5) 32.234 7.901 - - - (7.369) - 32.766

Foz do Chopim Energética (18.5) 15.574 10.675 - - - (12.282) - 13.967

Outras 2.131 260 - 63 - - - 2.454

361.618 61.956 (479) 63 - (39.023) (334.948) 49.187

Outros investimentos 20.473 - 570 - - - (19.681) 1.362 2.224.710 221.695 (284) 505.098 (367) (186.290) (429.612) 2.334.950

(a) O valor de (R$ 74.983) refere-se a redução de capital social da investida.


F-54

Ajustes de Aporte Dividendos

Saldo em Equivalência avaliação e/ou e JSCP Amorti- Sal do em

1º.01.2015 patrimonial patrimonial Afac propostos zaçã o 31.12.2015

Empreendimentos controlados em conjunto (18.3)

Dominó Holdings 225.334 24.767 8.625 - (16.074) - 242.652

Voltalia São Miguel do Gostoso I 52.421 (99) - 20.055 (128) - 72.249

Voltalia São Miguel do Gostoso - direito de autorização 11.693 - - - - (186) 11.507

Paraná Gás - (8) - 114 - - 106

Costa Oeste 23.924 7.506 - 2.983 (1.782) - 32.631

Marumbi 63.747 13.056 - 2.211 (3.100) - 75.914

Transmissora Sul Brasileira 73.291 (6.393) - 665 - - 67.563

Caiuá 44.761 8.579 - - (2.069) - 51.271

Integração Maranhense 91.835 14.348 - 2.352 (4.249) - 104.286

Matrinchã 443.262 327 - 254.323 - - 697.912

Guaraciaba 145.979 (17.136) - 169.951 - - 298.794

Paranaíba 68.308 3.018 - 29.400 - - 100.726

Mata de Santa Genebra 26.151 (2.004) - 2.756 - - 26.903

Cantareira 15.273 1.550 - 43.650 (368) - 60.105

1.285.979 47.511 8.625 528.460 (27.770) (186) 1.842.619

Coligadas

Sanepar (18.4) 282.311 34.720 11.035 - (16.387) - 311.679

Dona Francisca Energética (18.5) 53.908 (1.077) - - (20.597) - 32.234

Foz do Chopim Energética (18.5) 14.907 11.996 - - (11.329) - 15.574

Outras 2.567 (605) - 169 - - 2.131

353.693 45.034 11.035 169 (48.313) - 361.618

Outros investimentos 20.478 - (5) - - - 20.473 1.660.150 92.545 19.655 528.629 (76.083) (186) 2.224.710


F-55

18.2 Controladas com participação de não controla dores

18.2.1 Informações financeiras resumidas

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015

ATIVO 526.477 481.303 708.688 743.254 685.438 1.048.507

Ativo circulante 135.292 103.579 76.231 75.004 328.563 674.778

Ativo não circulante 391.185 377.724 632.457 668.250 356.875 373.729

PASSIVO 526.477 481.303 708.688 743.254 685.438 1.048.507

Passivo circulante 180.133 137.886 142.222 165.642 62.253 173.420

Passivo não circulante 46.716 47.696 486.765 503.612 20.422 16.847

Patrimônio líquido 299.628 295.721 79.701 74.000 602.763 858.240

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Receita operacional líquida 542.822 1.390.786 263.686 237.719 57.432 1.434.180

Custos e despesas operacionais (534.817) (1.360.357) (96.321) (61.639) (259.324) (1.120.473)

Resultado financeiro (1.422) 1.758 (93.717) (108.490) 15.416 49.845

Tributos (1.632) (9.119) (24.525) (24.469) 46.358 (120.692)

Lucro (prejuízo) do exercício 4.951 23.068 49.123 43.121 (140.118) 242.860

Outros resultados abrangentes 132 1.010 - - - -

Resultado abrangente total 5.083 24.078 49.123 43.121 (140.118) 242.860

DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA

Fluxo de caixa das atividades operacionais 32.714 18.357 104.136 79.239 65.203 374.702

Fluxo de caixa das atividades de investimento (25.975) (74.430) (1.465) (1.309) 21.587 7.860

Fluxo de caixa das atividades de financiamento (751) (14.030) (105.843) (65.007) (200.000) (252.670)

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 5 .988 (70.103) (3.172) 12.923 (113.210) 129.892

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 29.321 99.424 41.655 28.732 132.854 2.962

Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 35.309 29.321 38.483 41.655 19.644 132.854

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 5.988 (70.103) (3.172) 12.923 (113.210) 129.892

Compagás Elejor UEG Araucária

18.2.2 Mutação do patrimônio líquido atribuível aos acionistas não controladores

Participação no capital social dos não controladore s Compagás: 49% Elejor: 30% UEG Araucária: 20% Conso lidado

Em 1º.01.2015 136.233 25.445 190.413 352.091

Lucro líquido do exercício 11.304 12.937 48.572 72.813

Outros resultados abrangentes 495 - - 495

Dividendos propostos (3.128) (16.182) (67.339) (86.649)

Em 31.12.2015 144.904 22.200 171.646 338.750

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 2.425 14.736 (28.021) (10.860)

Outros resultados abrangentes 65 - - 65

Deliberação do dividendo adicional proposto - - (23.072) (23.072)

Distribuição de dividendos com lucros retidos - (9.342) - (9.342)

Dividendos propostos (576) (3.684) - (4.260)

Em 31.12.2016 146.818 23.910 120.553 291.281


F-56

18.3 Saldos integrais dos grupos de ativo, passiv o e resultado dos principais empreendimentos

controlados em conjunto

31.12.2016 Dominó (a) Voltalia Costa Oeste Marumbi

Transmis-sora Sul Brasileira

Caiuá Integração

MaranhenseMatrinchã Guaraciaba Paranaíba

Mata de Santa Genebra

Cantareira

ATIVO 180.049 156.422 112.601 185.888 696.381 255.276 513.186 2.583.118 1.247.036 1.284.733 1.050.330 525.446

Ativo circulante 24.725 2.177 9.892 12.614 51.963 26.820 49.355 273.185 107.429 41.648 59.160 1.242

Caixa e equivalentes de caixa 5.340 41 4.323 3.324 23.295 1.435 115 118.196 16.284 3.051 47.792 157

Outros ativos circulantes 19.385 2.136 5.569 9.290 28.668 25.385 49.240 154.989 91.145 38.597 11.368 1.085

Ativo não circulante 155.324 154.245 102.709 173.274 644.418 228.456 463.831 2.309.933 1.139.607 1.243.085 991.170 524.204

.

PASSIVO 180.049 156.422 112.601 185.888 696.381 255.276 513.186 2.583.118 1.247.036 1.284.733 1.050.330 525.446

Passivo circulante 13.669 2.212 8.003 17.760 33.949 26.776 76.137 120.886 41.099 83.078 523.351 140.759

Passivos financeiros - - 3.110 5.190 25.153 7.387 13.188 52.625 9.928 45.939 489.017 65.697

Outros passivos circulantes 13.669 2.212 4.893 12.570 8.796 19.389 62.949 68.261 31.171 37.139 34.334 75.062

Passivo não circulante - - 31.594 49.531 315.589 105.934 187.554 845.764 391.712 600.784 63.427 54.373

Passivos financeiros - - 27.426 43.171 308.859 70.633 115.732 747.709 378.528 561.700 - -

Outros passivos não circulantes - - 4.168 6.360 6.730 35.301 71.822 98.055 13.184 39.084 63.427 54.373

Patrimônio líquido 166.380 154.210 73.004 118.597 346.843 122.566 249.495 1.616.468 814.225 600.871 463.552 330.314

.


Receita operacional líquida - - 20.433 37.559 56.553 38.148 64.428 433.833 310.380 322.855 570.237 337.614

Custos e despesas operacionais (969) (122) (3.341) (11.906) (12.042) (4.008) (2.851) (237.779) (204.412) (185.789) (497.852) (321.966)

Resultado financeiro (24.062) 5 (1.213) (3.596) (32.674) (6.432) (10.934) (66.462) (73.693) (58.703) (80.255) 225

Equivalência patrimonial 101.543 8.987 - - - - - - - - - -

Provisão para IR e CSLL - (1.426) (1.822) (2.810) (11.355) (18.125) (44.061) (9.429) (25.924) 2.724 (5.354)

Lucro (prejuízo) do exercício 76.512 8.870 14.453 20.235 9.027 16.353 32.518 85.531 22.846 52.439 (5.146) 10.519

Outros resultados abrangentes (9.669) - - - - - - - - - - -

Resultado abrangente total 66.843 8.870 14.453 20.235 9.027 16.353 32.518 85.531 22.846 52.439 (5.146) 10.519

.

Participação no empreendimento - % 49,0 49,0 51,0 80,0 20,0 49,0 49,0 49,0 49,0 24,5 50,1 49,0

Valor contábil do investimento 81.526 75.563 37.232 94.878 69.369 60.057 122.253 792.069 398.969 147.213 232.240 161.855

(a) Saldos ajustados às práticas contábeis da Copel.

31.12.2015 Dominó (a) Voltalia Costa Oeste Marumbi

Transmis-sora Sul

BrasileiraCaiuá

Integração Maranhense

Matrinchã Guaraciaba ParanaíbaMata de Santa

GenebraCantareira

ATIVO 516.611 147.700 106.485 164.324 706.250 237.263 473.129 2.240.755 1.080.290 1.043.392 612.267 143.693

Ativo circulante 19.250 1.138 11.088 9.487 57.022 21.460 39.560 68.224 109.297 55.894 220.806 5.779

Caixa e equivalentes de caixa 2.852 697 5.900 1.914 27.977 100 183 55.677 106.129 51.594 214.326 5.590

Outros ativos circulantes 16.398 441 5.188 7.573 29.045 21.360 39.377 12.547 3.168 4.300 6.480 189

Ativo não circulante 497.361 146.562 95.397 154.837 649.228 215.803 433.569 2.172.531 970.993 987.498 391.461 137.914

.

PASSIVO 516.611 147.700 106.485 164.324 706.250 237.263 473.129 2.240.755 1.080.290 1.043.392 612.267 143.693

Passivo circulante 21.401 254 8.998 16.738 46.853 28.848 74.720 103.564 425.866 599.927 552.028 6.731

Passivos financeiros - - 3.067 5.147 21.530 7.329 13.076 47.642 401.726 548.011 489.732 -

Outros passivos circulantes 21.401 254 5.931 11.591 25.323 21.519 61.644 55.922 24.140 51.916 62.296 6.731

Passivo não circulante - - 33.503 52.692 321.582 103.778 190.379 807.637 44.633 32.339 6.541 14.298

Passivos financeiros - - 29.990 47.532 316.266 76.846 126.749 611.101 - - - -

Afac - - - - - - 4.800 94.756 - - - -

Outros passivos não circulantes - - 3.513 5.160 5.316 26.932 58.830 101.780 44.633 32.339 6.541 14.298

Patrimônio líquido 495.210 147.446 63.984 94.894 337.815 104.637 208.030 1.329.554 609.791 411.126 53.698 122.664

.


Receita operacional líquida - - 20.634 47.663 73.863 33.802 107.415 678.806 219.820 611.495 320.948 90.201

Custos e despesas operacionais (955) (80) (2.855) (26.633) (71.297) (2.061) (54.487) (568.599) (160.723) (537.924) (308.580) (86.165)

Resultado financeiro (22.942) - (1.911) (2.632) (31.088) (5.898) (9.746) (43.245) (70.625) (51.613) (18.807) 649

Equivalência patrimonial 74.444 (124) - - - - - - - - - -

Provisão para IR e CSLL - - (1.148) (2.077) (3.442) (8.332) (13.901) (22.767) 3.872 (7.467) 2.438 (1.521)

Lucro (prejuízo) do exercício 50.547 (204) 14.720 16.321 (31.964) 17.511 29.281 44.195 (7.656) 14.491 (4.001) 3.164

Outros resultados abrangentes 17.601 - - - - - - - - - - -

Resultado abrangente total 68.148 (204) 14.720 16.321 (31.964) 17.511 29.281 44.195 (7.656) 14.491 (4.001) 3.164

.

Participação no empreendimento - % 49,0 49,0 51,0 80,0 20,0 49,0 49,0 49,0 49,0 24,5 50,1 49,0

Valor contábil do investimento 242.652 72.249 32.631 75.914 67.563 51.271 104.286 697.912 298.794 100.726 26.903 60.105

(a) Saldos ajustados às práticas contábeis da Copel.

A participação da Copel nos compromissos assumidos dos seus empreendimentos controlados em conjunto

equivale a R$ 503.546 e nos passivos contingentes equivale a R$ 834.


F-57

18.4 Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar

A Dominó Holdings, controlada em conjunto da Copel Comercialização, solicitou à Sanepar a conversão de

41.000.000 de ações ordinárias, de emissão da Sanepar e de propriedade da Dominó Holdings, em igual

número de ações preferenciais.

Em 24.11.2016, foi efetivada a referida conversão de ações e a Dominó Holdings, que detinha 24,6747%,

passou a deter 9,6702% das ações ordinárias de emissão da Sanepar. Em decorrência desse evento, o

Acordo de Acionistas, celebrado entre o Estado do Paraná e a Dominó Holdings, foi automaticamente

extinto, retirando da Dominó Holdings a influência significativa sobre seu investimento na Sanepar, que

deixou de ser classificado como coligada e passou a ser considerado um ativo financeiro disponível para

venda, e como consequência, contabilizado pelo valor justo.

A Copel detinha 7,6252% de participação direta na Sanepar, mas possuía influência significativa nessa

investida por intermédio da Dominó Holdings, pela existência do Acordo de Acionistas. Com a extinção

desse acordo, a Copel também deixou de classificar seu investimento na Sanepar como coligada e passou

a classificá-lo como ativo financeiro disponível para venda, no subgrupo Ativo Realizável a Longo Prazo, na

conta Outros Investimentos Temporários. Dessa forma, o seu reconhecimento não mais é registrado pelo

método de equivalência patrimonial e sim pelo valor justo.

Em decorrência da alteração do método de avaliação do investimento da Copel na Sanepar, de

equivalência patrimonial para valor justo, foi reconhecida no resultado do exercício um ganho de R$ 52.107

(NE nº 33.6). O saldo de R$ 11.189 reconhecido em Outros Resultados Abrangentes, no Patrimônio Líquido

da Copel, referente a esse investimento, foi reclassificado para Reserva de Retenção de Lucros. O

reconhecimento inicial como ativo financeiro totalizou R$ 387.055.


F-58

18.5 Saldos integrais dos grupos de ativo, passiv o e resultado das principais coligadas

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015

.

ATIVO 151.563 156.042 48.937 50.361

Ativo circulante 19.311 19.483 11.043 12.391

Ativo não circulante 132.252 136.559 37.894 37.970

.

PASSIVO 151.563 156.042 48.937 50.361

Passivo circulante 5.306 14.929 2.336 1.933

Passivo não circulante 3.982 1.149 7.553 4.890

Patrimônio líquido 142.275 139.964 39.048 43.538

.


Receita operacional líquida 70.208 67.080 40.762 47.556

Custos e despesas operacionais (34.074) (64.543) (10.130) (12.684)

Resultado financeiro 1.453 4.518 795 253

Provisão para IR e CSLL (3.275) (11.732) (1.580) (1.588)

Lucro líquido do exercício 34.312 (4.677) 29.847 33.537

Outros resultados abrangentes - - - -

Resultado abrangente total 34.312 (4.677) 29.847 33.537

Participação na coligada - % 23,0303 23,0303 35,77 35,77

Valor contábil do investimento 32.766 32.234 13.967 15.574

Dona Francisca Foz do Chopim

A participação da Copel nos passivos contingentes das suas coligadas equivale a R$ 55.565.

19 Imobilizado

A Companhia registra no ativo imobilizado os bens utilizados nas instalações administrativas e comerciais,

para geração de energia elétrica e para os serviços de telecomunicações. Ressalta-se que os investimentos

em transmissão e distribuição de energia elétrica e distribuição de gás canalizado são registrados no ativo

financeiro e/ou no ativo intangível conforme IAS 38 e IFRIC 12 (NE nos 4.3.9 e 4.6).

Na adoção inicial das IFRS os ativos imobilizados foram avaliados ao valor justo com reconhecimento de

seu custo atribuído.


F-59

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/1957 e artigo 19 do Decreto n° 2.003/1996, os quais

regulamentam os serviços públicos de energia elétrica e sua produção por produtor independente, é

determinado que, os bens e instalações utilizados principalmente na geração de energia elétrica são

vinculados ao serviço concedido, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia

hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Normativa Aneel

nº 691/2015, todavia, disciplinou a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energia

elétrica e de produtor independente, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis

à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em

conta bancária vinculada para aplicação na concessão.

19.1 Imobilizado por classe de ativos

Depreciação Depreciação

Custo acumulada 31.12.2016 Custo acumulada 31.12.2015

Em serviço

Reservatórios, barragens, adutoras 6.595.895 (3.912.383) 2.683.512 6.602.340 (3.772.049) 2.830.291

Máquinas e equipamentos 5.309.674 (2.645.702) 2.663.972 5.415.726 (2.560.616) 2.855.110

Edificações 1.498.841 (954.470) 544.371 1.499.892 (918.338) 581.554

Terrenos 277.112 (12.351) 264.761 277.038 (9.416) 267.622

Veículos e aeronaves 60.914 (45.243) 15.671 63.012 (42.805) 20.207

Móveis e utensílios 16.771 (10.989) 5.782 16.420 (10.185) 6.235

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (19.9) (77.318) - (77.318) (15.096) - (15.096)

(-) Obrigações especiais (56) 10 (46) (16) 2 (14)

13.681.833 (7.581.128) 6.100.705 13.859.316 (7.313.407) 6.545.909

Em curso

Custo 3.969.703 - 3.969.703 2.851.078 - 2.851.078

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (19.9) (1.136.105) - (1.136.105) (704.305) - (704.305)

2.833.598 - 2.833.598 2.146.773 - 2.146.773

16.515.431 (7.581.128) 8.934.303 16.006.089 (7.313.407) 8.692.682

19.2 Mutação do imobilizado

Saldo em Capitalizações/ Saldo em 1º.01.2016 Adições Depreciação Baixas Transferências (a) 31.12.2016

Em serviço

Reservatórios, barragens, adutoras 2.830.290 - (142.986) (555) (3.237) 2.683.512

Máquinas e equipamentos 2.855.110 - (185.254) (11.143) 5.259 2.663.972

Edificações 581.554 - (37.246) (1.971) 2.034 544.371

Terrenos 267.623 - (2.935) (7) 80 264.761

Veículos e aeronaves 20.205 - (4.861) (142) 469 15.671

Móveis e utensílios 6.236 - (835) (4) 385 5.782

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (15.095) (62.223) - - - (77.318)

(-) Obrigações especiais (14) - 8 - (40) (46)

6.545.909 (62.223) (374.109) (13.822) 4.950 6.100.705

Em curso

Custo 2.851.078 1.301.856 - (13.580) (169.651) 3.969.703

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (704.305) (431.800) - - - (1.136.105)

2.146.773 870.056 - (13.580) (169.651) 2.833.598

8.692.682 807.833 (374.109) (27.402) (164.701) 8.934.303

(a) Transferência de R$ 155.369 referente a indenização de RBSE, vide Nota 10.4.


F-60

Saldo em 1º.01.2015

Adições/Reversão de

provisões Depreciação BaixasCapitalizações/Transferências

Transferência (a)

Saldo em 31.12.2015

Em serviço

Reservatórios, barragens, adutoras 2.977.380 - (145.410) - 1.672 (3.352) 2.830.290

Máquinas e equipamentos 2.536.086 68 (197.115) (22.688) 611.799 (73.040) 2.855.110

Edificações 490.405 - (34.043) (50) 128.952 (3.710) 581.554

Terrenos 272.406 - (4.202) - 377 (958) 267.623

Veículos 22.502 - (7.079) (101) 4.917 (34) 20.205

Móveis e utensílios 6.839 - (883) (300) 677 (97) 6.236

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (46.571) 9.624 - - - 21.852 (15.095)

(-) Obrigações especiais (14) - - - - - (14)

6.259.033 9.692 (388.732) (23.139) 748.394 (59.339) 6.545.909

Em curso

Custo 2.805.865 816.030 - (18.576) (752.241) - 2.851.078

(-) Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (760.710) 56.405 - - - - (704.305)

2.045.155 872.435 - (18.576) (752.241) - 2.146.773

8.304.188 882.127 (388.732) (41.715) (3.847) (59.339) 8.692.682

(a) Transferências para o contas a receber vinculado a indenização da concessão.

19.3 Efeitos no imobilizado do vencimento e da pr orrogação das concessões de geração de

energia elétrica e do regime de cotas

Desde 12.09.2012, com a edição da MP 579, convertida na Lei nº 12.783/2013, as concessões de geração

de energia hidrelétrica e termelétrica poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única

vez, pelo prazo de até 30 e 20 anos, respectivamente.

A prorrogação das concessões de geração de energia hidrelétrica está vinculada à aceitação de

determinadas condições estabelecidas pelo Poder Concedente, tais como: (i) alteração da remuneração de

preço para tarifa calculada pela Aneel para cada usina; (ii) alocação de cotas de garantia física de energia e

de potência da usina às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição; (iii) submissão

aos padrões de qualidade dos serviços fixados pela Aneel; e (iv) concordância com os valores

estabelecidos como indenização dos ativos vinculados à concessão.

Com o vencimento das concessões da UHE Rio dos Patos, UHE GPS e UHE Mourão, os investimentos

passíveis de indenização, foram transferidos contabilmente para a conta "Contas a receber vinculadas à

indenização da concessão”, tendo em vista seu direito à indenização (NE nº 11).

Ainda em relação ao atual regramento regulatório, a concessionária tem um prazo de antecedência para

solicitar a prorrogação da concessão de até 60 meses da data final do contrato ou ato de outorga para

usinas de geração de energia hidrelétrica e de 24 meses para as termelétricas.

O atual arcabouço regulatório também define que, se a concessionária optar pela prorrogação da

concessão, o Poder Concedente poderá antecipar os efeitos da prorrogação em até 60 meses do advento

do termo contratual ou do ato de outorga, inclusive, definindo a tarifa inicial.

No caso de não antecipação da prorrogação, o Poder Concedente licitará as concessões na modalidade

leilão ou concorrência, por até 30 anos, considerando no julgamento da licitação o menor valor de tarifa e a

maior oferta de pagamento da bonificação pela outorga.


F-61

Importante destacar que, tanto nos casos de prorrogação antecipada como licitação ao termo da

concessão, a Administração entende ter o direito contratual assegurado em receber à indenização dos bens

vinculados ao serviço público das concessões, admitindo, para cálculo de recuperação, o valor novo de

reposição - VNR, que considerará a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada

em operação da instalação.

19.4 Taxas médias de depreciação

Taxas médias de depreciação (%) 31.12.2016 31.12.2015

Geração

Equipamento geral 6,31 6,32

Máquinas e equipamentos 2,29 3,10

Geradores 3,04 3,07

Reservatórios, barragens e adutoras 2,13 2,13

Turbina hidráulica 2,57 2,59

Turbinas a gás e a vapor 2,30 2,30

Resfriamento e tratamento de água 3,99 3,67

Condicionador de gás 3,66 4,74

Unidade de geração eólica 3,85 4,40

Administração central

Edificações 3,33 3,33

Máquinas e equipamentos de escritório 6,25 6,25

Móveis e utensílios 6,25 6,32

Veículos 14,29 14,29

Telecomunicações

Equipamentos de transmissão 6,90 7,25

Equipamentos terminais 13,41 13,30

Infraestrutura 7,43 7,44

Depreciação de ativos que integram o Projeto Origin al das Usinas de Mauá, Colíder, Cavernoso II,

Santa Clara e Fundão

Os ativos do projeto original das usinas de Mauá, Colíder e Cavernoso II, da Copel GeT, e das usinas Santa

Clara e Fundão, da Elejor, são considerados pelo Poder Concedente, sem total garantia de indenização do

valor residual ao final do prazo da concessão destes empreendimentos. Esta interpretação está

fundamentada na Lei das Concessões nº 8.987/1995 e no Decreto nº 2.003/1996 que regulamenta a

produção de energia elétrica por produtor independente.

Dessa forma, a partir da entrada em operação desses ativos, a depreciação é realizada com as taxas

determinadas pela Aneel, limitadas ao prazo de concessão.

Conforme previsto nos contratos de concessão, os investimentos posteriores e não previstos no projeto

original, desde que aprovados pelo Poder Concedente e ainda não amortizados, serão indenizados ao final

do prazo das concessões, e depreciados com as taxas estabelecidas pela Aneel a partir da entrada em

operação.


F-62

19.5 Custos de empréstimos, financiamentos e debê ntures capitalizados

Os custos de empréstimos, financiamentos e debêntures capitalizados no imobilizado durante o ano de

2016 totalizaram R$ 7.142, à taxa média de 0,26% a.a.(R$ 28.948, à taxa média de 6,43% a.a., em 2015).

19.6 UHE Colíder

Em 30.07.2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/2010 Aneel, a Copel GeT conquistou a

concessão para exploração da UHE Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de 17.01.2011, data da

assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

O empreendimento está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e

será constituído por uma casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes para atender

cerca de 1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles Pires, na

divisa dos municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região Norte do Estado de Mato Grosso.

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para análise da viabilidade de apoio

financeiro e o contrato de financiamento, no montante total de R$ 1.041.155 (NE nº 23). Os montantes

liberados até 31.12.2016 totalizam R$ 907.608.

Devido a eventos de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como dificuldades

relacionadas ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do cronograma de

entrega de equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha de

transmissão associada à usina, o empreendimento sofreu impactos no seu cronograma, de modo que a

geração comercial da usina foi revisada, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para

dezembro de 2017, enquanto que a terceira e última unidade geradora está prevista para entrar em

operação em abril de 2018. Em decorrência desses eventos, consta registrado para este empreendimento

um saldo de perdas estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 595.489 em

31.12.2016 e de R$ 642.551 em 31.12.2015, conforme descrito na NE n° 19.9.

A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data

base de 1º.07.2010, atualizada pela variação do IPCA para R$ 158,74 em 31.12.2016. Foram negociados

125 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. A Copel GeT protocolou junto à

Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a obrigatoriedade do fornecimento da energia

vendida seja postergado. Em primeiro julgamento o pedido não foi aceito, no entanto, exercendo seu direito

ao contraditório, a Companhia solicitou tempestivamente reconsideração da decisão, a qual também foi

negado em 14.03.2017. A Companhia encaminhará a questão ao Poder Judiciário com a convicção de que

a decisão da Agência será revertida.

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

• de janeiro de 2015 a setembro de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas;

• de outubro de 2016 a dezembro de 2017: redução da totalidade dos contratos de suprimento em virtude

da oferta ocorrida ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova.


F-63

Em 21.12.2016, a garantia física do empreendimento foi revisada pela Portaria MME Nº 258, passando de

179,6 MW médios para 177,9 MW médios, após sua completa motorização.

Em 31.12.2016, os gastos realizados neste empreendimento apresentavam o saldo de R$ 2.053.700.

Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes à UHE

Colíder, montam em R$ 65.061, em 31.12.2016.

19.7 Operações em conjunto - consórcios

Os valores registrados no imobilizado referentes às participações da Copel GeT em consórcios estão

demonstrados a seguir:

Participação % Taxa média anual

Empreendimento Copel GeT de depreciação % 31.12.2016 31.12.2015

Em serviço

UHE Mauá (Consórcio Energético Cruzeiro do Sul) 51,0 859.917 859.917

(-) Depreciação Acumulada 3,43 (117.625) (88.165)

742.292 771.752

Em curso

UHE Baixo Iguaçu (19.7.1) 30,0 390.420 270.097

Consórcio Tapajós (19.7.2) 13,8 - 14.359

390.420 284.456

1.132.712 1.056.208

19.7.1 Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu - Cebi

O consórcio tem o objetivo de construir e explorar o empreendimento denominado Usina Hidrelétrica Baixo

Iguaçu, com potência instalada mínima de 350,20 MW, localizado no Rio Iguaçu, entre os Municípios de

Capanema e de Capitão Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa e o Parque Nacional do

Iguaçu, no Estado do Paraná.

O início da geração comercial da unidade 1 está atualmente previsto para 27.11.2018, e das unidades 2 e 3,

para dezembro de 2018 e janeiro de 2019, respectivamente. O cronograma original sofreu alterações em

função da suspensão da Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª

Região (TRF-RS), ocorrida em 16.06.2014, e que paralisou as obras a partir julho desse mesmo ano. Em

março de 2015, foi publicada decisão autorizando a retomada das obras. No entanto, o Instituto Chico

Mendes de Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento

ambiental que impediam a retomada imediata da obra. O Cebi encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná

- IAP todas as informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a

licença foi emitida. Com a licença do IAP, e após ajustes técnicos e contratuais necessários em função do

longo tempo de paralisação, as obras foram retomadas a partir de 1º.02.2016.


F-64

Em 23.08.2016, foi assinado o 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, que teve por objetivo formalizar

a redefinição do cronograma da obra, reconhecendo a favor do Cebi excludente de responsabilidade pelo

atraso na implantação do empreendimento de um período correspondente a 756 dias, o qual foi

considerado como extensão do prazo de concessão, que originariamente era até 19.08.2047 e passou a ser

14.09.2049.

Em 18.01.2017, a garantia física do empreendimento foi revisada pela Portaria MME nº 11, passando de

172,8 MW médios para 171,3 MW médios, após sua completa motorização.

Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes ao consórcio,

montam em R$ 193.085, em 31.12.2016.

19.7.2 Consórcio Tapajós

Em 10.08.2016, a Administração deliberou pela saída da Copel GeT do consórcio com outras oito empresas

para desenvolver estudos nos rios Tapajós e Jamanxim, na Região Norte do Brasil, compreendendo

estudos de viabilidade e ambientais de cinco aproveitamentos hidrelétricos, totalizando 10.682 MW de

capacidade instalada.

Em decorrência de restrições legais e ambientais e de que há incerteza da data do leilão, a Companhia

provisionou, em 30.09.2016, perda por redução ao valor recuperável do ativo na totalidade dos valores

investidos, incluída na demonstração do resultado, em outras despesas operacionais, na rubrica Provisões

e reversões (NE n° 33.4).

19.8 Construção do empreendimento eólico Cutia

Está em fase de construção o maior empreendimento eólico da Copel denominado Cutia, o qual está

dividido em dois grandes complexos:

• Complexo Cutia: composto por sete parques eólicos (Guajiru, Jangada, Potiguar, Cutia, Maria Helena,

Esperança do Nordeste e Paraíso dos Ventos do Nordeste) com 180,6 MW de capacidade total

instalada, 71,4 MW médios de garantia física e todos localizados no Rio Grande do Norte. A energia

que será gerada pelos parques foi comercializada no 6º Leilão de Reserva que ocorreu em 31.10.2014,

ao preço médio histórico de R$ 144,00/MWh, e a previsão inicial para entrada em operação comercial

desses parques é setembro de 2017; e

• Complexo Bento Miguel: Composto por seis parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte

II, São Bento do Norte III, São Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) com 132,3 MW de capacidade

total instalada, 54,8 MW médios de garantia física e também todos localizados no Rio Grande do Norte.

A energia que será gerada pelos parques eólicos foi comercializada no 20º Leilão de Energia Nova que

ocorreu em 28.11.2014, ao preço médio histórico de R$ 136,97/MWh, e a previsão inicial para entrada

em operação comercial desses parques é janeiro de 2019.


F-65

Destaca-se a seguir os marcos relevantes da execução das obras desde janeiro de 2016 até janeiro de

2017. Em janeiro de 2016, foram obtidas as licenças ambientais, iniciadas as execuções de vias de acesso,

bases e plataforma de montagem do conjunto gerador. Em abril de 2016, iniciou-se a construção da

Subestação Cutia, com potência instalada de três transformadores de 120 MVA e 26 circuitos de 34,kV,

sendo dois circuitos para cada parque eólico. Em outubro de 2016, com o estágio avançado dos serviços

civis em alguns parques, começaram a ser entregues os primeiros conjuntos geradores, bem como entrou

em operação o Centro Produtivo de Torres, estrutura na qual serão confeccionados elementos pré-

moldados que constituirão as torres de sustentação dos aerogeradores. Em janeiro de 2017, iniciou-se o

processo de montagem das torres dos aerogeradores e os prazos planejados estão dentro do previsto.

Em 31.12.2016, os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços das

usinas eólicas em construção montavam em R$ 2.211.450. O valor refere-se, principalmente, ao

fornecimento de aerogeradores.

19.9 Redução ao valor recuperável de ativos do se gmento de geração - Impairment

As principais premissas que sustentam as conclusões dos testes de recuperação do imobilizado são as

seguintes:

• menor nível de unidade geradora de caixa: concessões e autorizações de geração, analisadas

individualmente;

• apuração do valor em uso: baseada em fluxos de caixa futuros, derivados do uso contínuo do ativo até

o fim de sua vida útil, em moeda constante, trazidos a valor presente por taxa de desconto real; e

• apuração do valor justo: utilizado uma abordagem de mercado considerando o Método de Múltiplos de

Empresas Comparáveis - MEC.

Os respectivos fluxos de caixa são estimados com base nos resultados operacionais realizados, no

orçamento empresarial anual da Companhia, aprovado em reunião ordinária do Conselho de Administração,

com consequente orçamento plurianual, e tendências futuras do setor elétrico.

No que tange ao horizonte de análise, leva-se em consideração a data de vencimento de cada concessão e

autorização.

Com relação ao crescimento de mercado, as projeções estão compatíveis com os dados históricos e

perspectivas de crescimento da economia brasileira.

Os respectivos fluxos são descontados por taxas médias que variam entre 5,7% (pós impostos) e 12,13%

(antes dos impostos), obtidas por meio de metodologia usualmente aplicada pelo mercado, referenciada

pelo Órgão Regulador e aprovada pela Administração.

A Companhia classificou no nível 3 a determinação do valor recuperável quando apurado por seu valor

justo, conforme a técnica apresentada nos parágrafos anteriores.


F-66

A Administração entende ter direito contratual assegurado, no que diz respeito à indenização dos bens

vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para fins de cálculo de recuperação a

valorização dessa indenização por seu valor novo de reposição (VNR). Assim, a premissa de valorização do

ativo residual ao final das concessões ficou estabelecida nos valores registrados contabilmente.

Nos exercícios de 2015 e 2016, a Companhia efetuou a revisão do valor recuperável. Como resultado

dessas análises, o saldo das perdas estimadas para redução ao valor recuperável sofreu as seguintes

movimentações no período:

Em serviço Em curso Total

Em 1º.01.2015 (46.571) (760.710) (807.281)

Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (253) - (253)

Reversão de perdas estimadas para redução ao valor recuperável 9.877 56.405 66.282

Transferência para o contas a receber vinculadas a indenização da concessão (NE nº 11) 21.852 - 21.852

Em 31.12.2015 (15.095) (704.305) (719.400)

Perdas estimadas para redução ao valor recuperável (71.551) (478.861) (550.412)

Reversão de perdas estimadas para redução ao valor recuperável 9.328 47.061 56.389

Em 31.12.2016 (77.318) (1.136.105) (1.213.423)

Imobilizado

Os principais saldos de perdas estimadas para redução ao valor recuperável e seus respectivos impactos

no resultado do exercício são:

• R$ 595.489 referem-se ao ativo da UHE Colíder, em construção, localizada no Estado do Mato Grosso.

O cálculo do valor em uso considerou: premissas e orçamentos da companhia e taxa de desconto pós

impostos em moeda constante de 5,70% a.a. (5,11% a.a. pós impostos em 2015), que deriva da

metodologia do WACC para o segmento de geração de energia elétrica. Essa perda foi reconhecida,

principalmente, em função de: (i) aumento da taxa de desconto; (ii) atrasos na execução, decorrente de

eventos de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como dificuldades relacionadas

ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do cronograma de entrega de

equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha de transmissão

associada à usina. O efeito no resultado em 31.12.2016 foi uma reversão de perdas estimadas de R$

47.062.

• R$ 314.464 referem-se a ativos de geração eólica em construção no Estado do Rio Grande do Norte. O

cálculo do valor em uso considerou: premissas e orçamentos da companhia e taxa de desconto antes

dos impostos em moeda constante de 8,06% (7,74% em 2015), que deriva da metodologia do WACC

para o segmento de geração de energia elétrica, ajustada para a condição específica de tributação

daqueles empreendimentos. Essa perda foi reconhecida, principalmente, em função de: (i) aumento da

taxa de desconto; e (ii) aumento do investimento originalmente previsto, com efeito no resultado neste

exercício.

• R$ 108.238 referem-se à ativos de geração térmica localizada no Estado do Paraná. Para a Usina

Termoelétrica de Araucária - UEGA, que opera na modalidade Merchant, o cálculo do valor em uso

considerou: premissas e orçamentos da companhia, taxa de desconto antes dos impostos em moeda


F-67

constante de 12,13% (7,74% em 2015), que deriva da metodologia do WACC para o segmento de

geração de energia elétrica, acrescida de risco adicional associado a variação da receita. Para a Usina

de Figueira, o cálculo do valor em uso considerou o horizonte do fluxo associado ao prazo de vigência

do subsídio do carvão mineral, e taxa de desconto antes dos impostos em moeda constante de 8,63%

(7,74% em 2015), a qual deriva da metodologia do WACC para o segmento de geração de energia

elétrica. Essas perdas foram reconhecidas, principalmente, em função de: (i) aumento da taxa de

desconto; e (ii) projeções da Companhia quanto à expectativa de despacho, no caso da UEGA e quanto

ao volume de investimentos futuros, no caso de Figueira, com efeito neste exercício.

• R$ 195.232 referem-se aos demais ativos de geração hidráulica no Estado do Paraná. O cálculo do

valor em uso considerou: premissas e orçamentos da companhia e taxa de desconto antes dos

impostos em moeda constante de 8,63% (7,74% em 2015), que deriva da metodologia do WACC para o

segmento de geração de energia elétrica. Essa perda foi reconhecida, principalmente, em virtude de

atrasos previstos para entrada em operação comercial, aumento de investimentos previstos e aumento

da taxa de desconto observada no período. O efeito no resultado em 31.12.2016 foi complemento de

perdas estimadas de R$ 118.383.

Os efeitos no resultado do período foram incluídos na rubrica de custos operacionais, perdas estimadas,

provisões e reversões (NE n° 33.4).


F-68

20 Intangível

20.1 Mutação do intangível

.

Contrato de concessão (a) Direito de Outros (b)

em Obrigações especiais concessão e em em

Saldos serviço em curso em serviço em curso autorização (a) ser viço curso Total

Em 1º.01.2015 497.289 1.435.463 (24.337) (199.650) 423.722 24.753 16.916 2.174.156

Aquisições - 958.280 - - - - 10.522 968.802

Participação financeira do consumidor - - - (243.054) - - - (243.054)

Outorga Aneel - uso do bem público - 334 - - - - - 334

Repactuação do risco hidrológico - GSF 30.807 - - - - - - 30.807

Provisão para litígios adicionada ao custo das obras - 10.609 - - - - - 10.609

Transferências para contas a receber vinculadas à concessão -

prorrogação da concessão de distribuição (NE nº 10.1) 6.635.901 - (2.579.546) - - - - 4.056.355

Transferências do imobilizado - - - - - - 2.039 2.039

Transferências para contas a receber vinculadas à concessão - (618.470) - 95.689 - - - (522.781)

Capitalizações para intangível em serviço 865.998 (865.998) (306.252) 306.252 - 9.137 (9.137) -

Quotas de amortização - concessão e autorização (350.467) - 76.467 - (7.450) (8.923) - (290.373)

Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins (15.026) - 3.205 - - 29 - (11.792)

Baixas (5.979) (22.454) (532) - - (597) (464) (30.026)

Em 31.12.2015 7.658.523 897.764 (2.830.995) (40.763) 416.272 24.399 19.876 6.145.076

Aquisições - 918.516 - - - - 10.211 928.727

Participação financeira do consumidor - - - (122.809) - - - (122.809)

Outorga Aneel - uso do bem público - 742 - - - - - 742

Repactuação do risco hidrológico - GSF 26.872 - - - - - - 26.872

Provisão para litígios adicionada ao custo das obras - 3.430 - - - - - 3.430

Transferências do imobilizado - - - - - 25 341 366

Transferências de investimentos - - - - - - 122 122

Transferências do / para contas a receber vinculadas à concessão (2.230) (125.477) - - - 150 - (127.557)

Capitalizações para intangível em serviço 779.261 (779.261) (135.104) 135.104 - 11.714 (11.714) -

Quotas de amortização - concessão e autorização (435.098) - 121.075 - (13.139) (9.234) - (336.396)

Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins (11.270) - - - - (57) - (11.327)

Quotas de amortização apropriadas no custo das obras (292) 292 - - - - - -

Baixas (27.329) (19.754) - - - - (351) (47.434)

Em 31.12.2016 7.988.437 896.252 (2.845.024) (28.468) 403.133 26.997 18.485 6.459.812

(a) Amortização durante o período de concessão/autorização a partir do início da operação comercial do empreendimento ou da vida útil dos ativos, dos dois o menor.

(b) Taxa anual de amortização: 20%.

20.2 Copel DIS

Em conformidade com a Interpretação Técnica IFRIC 12, contabilidade de concessões, a parcela da

infraestrutura que será utilizada durante a concessão foi registrada no Ativo Intangível, composta pelos

ativos da distribuição de energia elétrica, líquidos das participações de consumidores (obrigações

especiais).

As Obrigações Especiais representam os recursos relativos à participação financeira do consumidor, às

dotações orçamentárias da União, às verbas federais, estaduais e municipais e aos créditos especiais

destinados aos investimentos aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão.

A amortização das Obrigações Especiais é calculada utilizando a taxa média da amortização dos bens que

compõem a infraestrutura, sendo que o saldo de obrigações especiais que consta no intangível será

amortizado durante o prazo da concessão.

As obrigações especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista.


F-69

20.3 Custos de empréstimos, financiamentos e debê ntures capitalizados

Os custos de empréstimos, financiamentos e debêntures capitalizados no intangível durante o ano de 2016

totalizaram R$ 7.608, à taxa média de 0,41% a.a. (R$ 32.579, à taxa média de 1,78% a.a., em 2015).

21 Obrigações Sociais e Trabalhistas

31.12.2016 31.12.2015

Obrigações sociais

Impostos e contribuições sociais 50.016 43.691

Encargos sociais sobre férias e 13º salário 35.570 32.186

85.586 75.877

Obrigações trabalhistas

Folha de pagamento, líquida 835 2.568

Férias 111.021 101.485

Participação nos lucros e/ou resultados 64.814 78.462

Desligamentos voluntários 25.532 -

Outros 9 9

202.211 182.524

287.797 258.401

22 Fornecedores

31.12.2016 31.12.2015 Energia elétrica (22.1) 673.442 917.307 Materiais e serviços 399.576 478.895 Gás para revenda 132.985 87.384 Encargos de uso da rede elétrica 86.347 135.463

1.292.350 1.619.049

Circulante 1.255.639 1.613.126 Não circulante 36.711 5.923

22.1 Energia elétrica - CCEE

A Copel GeT liquidou em setembro de 2016 o parcelamento do passivo com a CCEE em decorrência da

repactuação do risco hidrológico (NE n° 14.1) no valor de R$ 321.640, o qual ocorreu em seis parcelas a

partir de 18.04.2016 com juros e atualização monetária e após abatimento do crédito apurado no mês da

liquidação.


F-70

22.2 Principais contratos de compra de energia

Contratos de compra de energia firmados em ambiente regulado, apresentados pelo valor original e

reajustados anualmente pelo IPCA:

. Preço médio de compra

Período de Energia comprada Data do (R$/MWh)

Leilões suprimento (MW médio anual) leilão histórico atuali zado

Leilão de energia existente

4º Leilão - Produto 2009 2009 a 2016 35,33 11.10.2005 94,91 180,40

12º Leilão - Produto 2014 36M 01/01/2014 a 31/12/2016 129,30 17.12.2013 149,99 187,74

13º Leilão - Produto 2014-DIS 01/05/2014 a 31/12/2019 109,35 30.04.2014 262,00 318,83

13º Leilão - Produto 2014-QTD 01/05/2014 a 31/12/2019 218,82 30.04.2014 271,00 329,78

14º Leilão - Produto 2015-03 DIS 01/01/2015 a 31/12/2017 13,32 05.12.2014 191,99 225,84

14º Leilão - Produto 2015-03 QTD 01/01/2015 a 31/12/2017 13,58 05.12.2014 201,00 236,44

519,70

Leilão de energia nova

1º Leilão - Produto 2008 Hidro 2008 a 2037 3,62 16.12.2005 106,95 201,45

1º Leilão - Produto 2008 Termo 2008 a 2022 24,77 16.12.2005 132,26 249,13











7º Leilão - Produto 2013 Hidro 2013 a 2042 - 30.09.2008 98,98 165,19




17º Leilão - Produto 2016 Eólica 2016 a 2035 32,68 18.11.2013 124,43 157,18

658,48

Leilão de projetos estruturantes

Santo Antônio 2012 a 2041 138,12 10.12.2007 78,87 137,89

Jirau 2013 a 2042 229,81 19.05.2008 71,37 121,28

367,93


F-71

23 Empréstimos e Financiamentos

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Val or do

Contrato Empresa emissão parcelas final (juros + comissã o) contrato 31.12.2016 31.12.2015

Moeda estrangeira

Secretaria do Tesouro

Nacional - STN

(1) Par Bond Copel 20.05.1998 1 11.04.2024 6,0% + 0,20% 17.315 53.498 61.763

(1) Discount Bond Copel 20.05.1998 1 11.04.2024 1,1875%+0,20% 12.082 37.007 42.671

Total moeda estrangeira 90.505 104.434

Moeda nacional

Banco do Brasil

(2) 21/02155-4 Copel DIS 10.09.2010 2 15.08.2018 109,0% do DI 116.667 122.713 122.353

(3) 21/02248-8 Copel DIS 22.06.2011 2 16.05.2018 109,0% do DI 150.000 152.314 151.901

(4) CCB 21/11062X Copel DIS 26.08.2013 3 27.07.2018 106,0% do DI 151.000 151.359 196.852

(5) CCB 330.600.773 Copel DIS 11.07.2014 3 11.07.2019 111,8% do DI 116.667 124.170 123.478

(5) NCI 330.600.132 Copel 28.02.2007 3 28.02.2019 107,8% do DI 231.000 241.312 241.059

(5) NCI 330.600.151 Copel 31.07.2007 3 31.07.2017 111,0% do DI 18.000 6.366 12.722

(5) CCB 306.401.381 Copel 21.07.2015 2 21.07.2018 109,40% do DI 640.005 677.177 672.985

1.475.411 1.521.350

Eletrobras

(6) 1293/94 Copel GeT 23.09.1994 180 30.06.2016 5,5% à 6,5% + 2,0% 307.713 - 16.980

(7) 980/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.11.2018 8,0% 11 5 8

(7) 981/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.08.2019 8,0% 1.169 180 246

(7) 982/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.02.2020 8,0% 1.283 71 95

(7) 983/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 11 103 128

(7) 984/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 14 44 55

(7) 985/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.08.2021 8,0% 61 29 35

(8) 002/04 Copel DIS 07.06.2004 120 30.07.2016 8,0% 30.240 - 643

(8) 142/06 Copel DIS 11.05.2006 120 30.09.2018 5,0% + 1,0% 74.340 6.369 10.007

(8) 206/07 Copel DIS 03.03.2008 120 30.08.2020 5,0% + 1,0% 109.642 32.648 41.550

(8) 273/09 Copel DIS 18.02.2010 120 30.12.2022 5,0% + 1,0% 63.944 9.866 11.510

(8) 2540/06 Copel DIS 12.05.2009 60 30.10.2016 5,0% + 1,5% 5.095 - 375

49.315 81.632

Caixa Econômica Federal

(8) 415.855-22/14 Copel DIS 31.03.2015 120 08.12.2026 6,0% 2.844 5.631 5.307

5.631 5.307

Finep

(9) 21120105-00 Copel TEL 17.07.2012 81 15.10.2020 4% 35.095 11.983 15.132

(9) 21120105-00 Copel TEL 17.07.2012 81 15.10.2020 3,5% + TR 17.103 10.043 12.406

22.026 27.538

BNDES

(10) 820989.1 Copel GeT 17.03.2009 179 15.01.2028 1,63% acima da TJLP 169.500 128.722 138.347

(11) 1120952.1-A Copel GeT 16.12.2011 168 15.04.2026 1,82% acima da TJLP 42.433 28.895 31.558

(12) 1120952.1-B Copel GeT 16.12.2011 168 15.04.2026 1,42% acima da TJLP 2.290 1.559 1.702

(13) 1220768.1 Copel GeT 28.09.2012 192 15.07.2029 1,36% acima da TJLP 73.122 59.493 63.312

(14) 13211061 Copel GeT 04.12.2013 192 15.10.2031 1,49% acima da TJLP 1.041.155 923.982 902.592

(15) 13210331 Copel GeT 03.12.2013 168 15.08.2028 1,49% e 1,89% acima da TJLP 17.644 15.017 16.077

(16) 15206041 Copel GeT 28.12.2015 168 15.06.2030 2,42% acima da TJLP 34.265 27.666 23.942

(17) 15205921 Copel GeT 28.12.2015 168 15.12.2029 2,32% acima da TJLP 21.584 16.860 14.663

(18) 14205611-A Copel DIS 15.12.2014 72 15.01.2021 2,09% a.a. acima da TJLP 41.583 27.893 34.266

(18) 14205611-B Copel DIS 15.12.2014 6 15.02.2021 2,09 a.a. acima da TR BNDES 17.821 18.735 21.267

(19) 14205611-C Copel DIS 15.12.2014 113 15.06.2024 6% a.a. 78.921 58.787 47.353

(20) 14205611-D Copel DIS 15.12.2014 57 15.02.2021 TJLP 750 38 -

(21) 14212711 Santa Maria 01.06.2015 192 15.08.2031 1,66% a.a. acima da TJLP 59.462 54.734 57.789

(21) 14212721 Santa Helena 01.06.2015 192 15.08.2031 1,66% a.a. acima da TJLP 64.520 59.355 62.487

(22) 11211521 GE Farol 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 54.100 52.053 55.087

(22) 11211531 GE Boa Vista 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 40.050 38.482 40.726

(22) 11211541 GE S.Bento do Norte 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 90.900 87.275 92.362

(22) 11211551 GE Olho D'Água 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 97.000 93.229 98.228

1.692.775 1.701.758

(23) Notas Promissórias Copel GeT 29.12.2015 1 18.12.2017 117% do DI 500.000 581.909 496.694

581.909 496.694

Banco do Brasil

Repasse BNDES

(24) 21/02000-0 Copel GeT 16.04.2009 179 15.01.2028 2,13% acima da TJLP 169.500 128.721 138.347

128.721 138.347

Total moeda nacional 3.955.788 3.972.626 4.046.293 4.077.060

Circulante 1.470.742 308.558 Não circulante 2.575.551 3.768.502


F-72

Banco do Brasil: prestações anuais

(2) Parcelas de R$ 58.334 vencíveis em 15.08.2017 e 15.08.2018. Os juros proporcionais são pagos semestralmente.

(3) Parcelas de R$ 75.000 vencíveis em 16.05.2017 e 16.05.2018. Os juros proporcionais são pagos semestralmente.(4) Parcelas de R$ 50.333 vencíveis em 27.07.2017 e 27.07.2018. Os juros proporcionais serão pagos juntamente com o principal.

(5) Contrato CCB 330600773: parcelas de R$ 38.889 vencíveis em 11.07.2017, 11.07.2018 e 11.07.2019. Os juros são pagos semestralmente.

(5) Contrato NCI 330.600.132: parcelas de R$ 77.000 vencíveis em 28.02.2017, 28.02.2018 e 28.02.2019. Os juros são pagos semestralmente.

(5) Contrato NCI 330.600.151: parcelas de R$ 6.000 vencíveis em 31.07.2017 e 31.07.2018. Os juros são pagos semestralmente.

(5) Contrato CCB 306.401.381: parcelas de R$ 320.003 vencíveis em 21.07.2017 e 21.07.2018. Os juros são pagos semestralmente.

Destinação

(1) Reestruturação da dívida da Controladora referente aos financiamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62.

(2) (3) (4) (5) Capital de giro.

(6) Cobertura financeira de até 29,14% do total do projeto de Implantação da UHE Governador José Richa e do sistema de transmissão.

(7) Programa Nacional de Irrigação - Proni.

(8) Programa de Eletrificação Rural - Luz para Todos.

(9) Projeto BEL - serviço de internet banda ultra larga (Ultra Wide Band - UWB).

(10) (24) Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado, em consórcio com a Eletrosul.

(11) Implantação de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste.

(12) Aquisição de máquinas e equipamentos nacionais para a implantação da linha de transmissão descrita acima.

(13) Implantação da PCH Cavernoso II.

(14) Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado.

(15) Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV.

(16) Implantação de linha de transmissão Assis - Paraguaçu Paulista II.

(17) Implantação de linhas de transmissão Londrina - Figueira e Salto Osório - Foz do Chopim C2.

(18) Investimento em preservação de negócios, melhorias, suporte operacional e investimentos gerais em expansão.

(19) Máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES.

(20) Implantação, expansão e consolidação de projetos e programas de Investimentos Sociais de Empresas (ISE).

(21) (22) Construção e implantação de centrais geradoras eólicas.

(23) Pagamento de outorga - leilão nº 012/2015, referente UHE GPS.


F-73

Garantias

(1) Conta corrente bancária centralizadora da arrecadação das receitas. Garantias depositadas (23.1).

(2) (3) Penhor de duplicatas mercantis de até 360 dias.

(2) (3) (4) (5) Cessão de créditos.(6) (7) (8) Receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público, e na emissão de notas promissórias e duplicatas de venda mercantil em igual número das parcelas a vencer.

(9) Bloqueio de recebimentos na conta corrente da arrecadação.

(10) (13) (24) Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de Contrato de Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças.(11) (12) Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 027/2009-Aneel, do Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão nº 09/2010-ONS e dos contratos de uso do Sistema de Transmissão, celebrados entre o ONS, as Concessionárias e as Usuárias do Sistema de Transmissão, inclusive a totalidade da receita proveniente da prestação dos serviços de transmissão.(14) Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 01/2011MME-UHE Colíder e cessão fiduciária em decorrência do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica (CCVEE) celebrado entre Copel e BRF - Brasil Foods S.A.(15) Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 015/2010, celebrado entre Copel e União Federal.(16) Cessão fiduciária de direitos creditórios decorrentes do Contrato de Concessão nº 002/2013-Aneel.

(17) Cessão fiduciária de direitos creditórios decorrentes do Contrato de Concessão nº 022/2012-Aneel.

(18) (19) (20) Fiança da Copel; cessão fiduciária de receitas e direitos indenizatórios da concessão.

(21) Fiança da Copel; penhor de ações; cessão fiduciária de direitos creditórios decorrentes do Contrato de Energia Reserva nº 153/2011; cessão fiduciária de receitas decorrentes do projeto.(22) Penhor de ações (GE Farol, GE Boa Vista, GE S.B.Norte and GE Olho D'Água); cessão fiduciária de recebíveis provenientes da receita de venda de energia elétrica produzidas pelo projeto; cessão fiduciária das máquinas e equipamentos montados ou construídos com os recursos a eles vinculados.(23) Aval da Copel.

23.1 Cauções e depósitos vinculados - STN

Constituição de garantias, sob a forma de caução em dinheiro, Par Bond, no valor de R$ 42.988 (R$ 50.689

em 31.12.2015), e Discount Bond, no valor de R$ 30.086 (R$ 35.448 em 31.12.2015), destinadas a

amortizar os valores de principal correspondentes aos contratos da STN, quando da exigência de tais

pagamentos, em 11.04.2024. Os valores são atualizados mediante aplicação da média ponderada das

variações percentuais dos preços do Bônus de Zero Cupom do Tesouro dos Estados Unidos da América,

pela participação de cada série do instrumento na composição da carteira de garantias de principal,

constituídas no contexto do Plano Brasileiro de Financiamento - 1992.


F-74

23.2 Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador

31.12.2016 % 31.12.2015 %

Moeda estrangeira - variação da moeda no período (% )

Dólar norte-americano (14,15) 90.505 2,24 104.434 2,56

90.505 2,24 104.434 2,56

Moeda nacional - indexadores acumulados no período (%)

CDI 13,63 2.057.320 50,84 2.018.044 49,50

TJLP 7,50 1.743.974 43,10 1.771.485 43,45

Ufir 0,00 54.946 1,36 69.959 1,72

IPCA 6,29 18.735 0,46 21.267 0,52

TR 2,01 10.043 0,25 12.406 0,30

Finel 1,63 - - 16.980 0,42

Sem indexador - 70.770 1,75 62.485 1,53

3.955.788 97,76 3.972.626 97,44

4.046.293 100,00 4.077.060 100,00

23.3 Vencimentos das parcelas de longo prazo

31.12.2016 Moeda

estrangeira Moeda nacional Total

2018 - 807.008 807.008

2019 - 276.264 276.264

2020 - 156.830 156.830

2021 - 141.505 141.505

2022 - 136.165 136.165

Após 2022 89.669 968.110 1.057.779

89.669 2.485.882 2.575.551

23.4 Mutação de empréstimos e financiamentos

Moeda estrangeira

Circulante Não circulante Circulante Não circulante T otal

Em 1º.01.2015 596 70.601 867.030 2.530.723 3.468.950

Ingressos - - 450.000 1.386.190 1.836.190

Encargos 4.161 - 339.320 10.961 354.442

Variação monetária e cambial - 32.946 1.163 7.280 41.389

Transferências - - 270.199 (270.199) -

Amortização - principal - - (1.170.987) - (1.170.987)

Pagamento - encargos (3.870) - (449.054) - (452.924)

Em 31.12.2015 887 103.547 307.671 3.664.955 4.077.060

Ingressos - - - 93.806 93.806

Encargos 3.909 - 357.426 90.735 452.070

Variação monetária e cambial - (13.878) 3.882 22.454 12.458

Transferências - - 1.386.068 (1.386.068) -

Amortização - principal - - (226.973) - (226.973)

Pagamento - encargos (3.960) - (358.168) - (362.128)

Em 31.12.2016 836 89.669 1.469.906 2.485.882 4.046.293

Moeda nacional


F-75

23.5 Cláusulas contratuais restritivas - c ovenants

A Companhia contratara empréstimos e financiamentos com cláusulas que requerem a manutenção de

índices econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, com exigibilidade de cumprimento

anual, bem como outras condições a serem observadas, tais como não alterar a participação acionária da

Companhia no capital social das controladas que represente alteração de controle sem a prévia anuência. O

descumprimento das condições mencionadas poderá implicar vencimento antecipado das dívidas e/ou

multas.

Em 31.12.2016, e durante o período encerrado nesta data, todas as condições acordadas foram

integralmente atendidas.

Abaixo destacamos os covenants financeiros presentes nos contratos de empréstimos e financiamentos:

Empresa Instrumento Contratual Indicador Financeiros Limite

Copel GeT BNDES Finem nº 820989.1 - Mauá

Copel GeT Banco do Brasil nº 21/02000-0 - Mauá

Dívida líquida consolidada / Ebitda consolidado ≤ 3,5

Índice de cobertura do serviço da dívida ≥ 1,5

Copel DIS BNDES Finem nº 14205611 Endividamento Financeiro / Ebitda ajustado ≤ 5,0

Santa Maria BNDES Finem nº 14212711

Santa Helena BNDES Finem nº 14212721

São Bento Energia, Investimento e Participações Contrato de Cessão BNDES

GE Boa Vista S.A. BNDES Finem nº 11211531

GE Farol S.A. BNDES Finem nº 11211521

GE Olho D´Água S.A. BNDES Finem nº 11211551

GE São Bento do Norte S.A. BNDES Finem nº 11211541

Financiamento a empreendimentos - Finem

≥ 1,3Ebitda / Resultado Financeiro Líquido

2a Emissão de Notas promissóriasCopel GeT



24 Debêntures

Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do

Emissão Empresa emissão parcelas inicial final (juros) con trato 31.12.2016 31.12.2015

(1) 5ª Copel 13.05.2014 3 13.05.2017 13.05.2019 111,5% da taxa DI 1.000.000 1.017.099 1.016.087

(2) 1ª Copel GeT 15.05.2015 3 20.05.2018 20.05.2020 113,0% da taxa DI 1.000.000 1.094.731 1.090.755

(3) 2ª Copel GeT 13.07.2016 2 13.07.2018 13.07.2019 121,0% da taxa DI 1.000.000 1.060.613 -

(4) 1ª Copel DIS 30.10.2012 2 30.10.2016 30.10.2017 DI + Spread 0,99% a.a. 1.000.000 511.525 1.023.378

(5) 2ª Copel DIS 27.10.2016 2 27.10.2018 27.10.2019 124,0% da taxa DI 500.000 504.699 -

(6) 1ª Copel CTE 15.10.2015 5 15.10.2020 15.10.2024 IPCA + 7,9633% a.a. 160.000 174.184 162.158

(7) 2ª Elejor 26.09.2013 60 26.10.2013 26.09.2018 DI + Spread 1,00% a.a. 203.000 70.984 111.516

(8) 1ª Compagás 15.06.2013 40 15.09.2015 15.12.2018 TJLP + 1,7% a.a.+1,0% a.a. 62.626 38.018 56.219

(9) 2ª Compagás 15.04.2016 57 15.07.2017 15.12.2021 TJLP/Selic + 2,17% a.a. 33.620 23.768 -

(10) 1ª (a) 10.06.2014 1 - 10.12.2016 DI + Spread 1,45% a.a. 222.000 - 223.815

(11) 2ª (a) 24.03.2016 192 15.08.2016 15.07.2032 TJLP + 2,02% a.a. 147.575 143.407 - (12) 2ª (a) 24.03.2016 192 15.08.2016 15.07.2032 IPCA + 9,87% a.a. 153.258 151.781 -

4.790.809 3.683.928

Circulante 1.131.198 924.005

Não circulante 3.659.611 2.759.923

(a) Nova Asa Branca I, Nova Asa Branca II, Nova Asa Branca III, Nova Eurus IV e Ventos de Santo Uriel.

Vencimento


F-76

Características

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (10) Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública

com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476.

(8) (9) Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie flutuante, emissão privada.

(11) Debêntures simples, 1ª série, não conversíveis em ações, emissão privada.

(12) Debêntures simples, 2ª série, não conversíveis em ações, emissão privada.

Encargos financeiros

(1) Juros semestrais - maio e novembro.

(2) Juros anuais - maio.

(3) Juros anuais - julho.

(4) (6) Juros semestrais - abril e outubro.

(5) Juros anuais - outubro.

(7) (11) (12) Juros mensais.

(8) (9) Juros trimestrais - março, junho, setembro e dezembro.

(10) Juros semestrais - junho e dezembro.

Destinação

(1) (2) (3) (4) (5) Capital de giro e/ou realização de investimentos da emissora.

(6) Implantação, ampliação e modernização de rede de telecomunicações.

(7) Liquidação total do contrato de mútuo com a Copel.

(8) (9) Financiar plano de investimentos da emissora.

(10) Resgate de notas promissórias e investimento nos parques eólicos.

(11) (12) Implantação de centrais eólicas e sistemas de transmissão associados.

Garantias

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (10) Fidejussória.

(8) (9) Flutuante.

(11) (12) Real e fidejussória e penhor de ações da Copel Geração e Transmissão.

Interveniente garantidora

(2) (3) (4) (5) (6) (10) (11) (12) Copel.

(7) Copel, na proporção de 70% e Paineira Participações S.A., na proporção de 30%.

(8) (9) Compagás.

Agente fiduciário

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (10) Pentágono S.A. DTVM.

(8) (9) BNDES Participações S.A. - BNDESPAR.

(11) (12) Não há.

24.1 Vencimentos das parcelas de longo prazo

31.12.2016

2018 1.448.351

2019 1.459.667

2020 364.920

2021 41.267

2022 67.432

Após 2022 277.974

3.659.611


F-77

24.2 Mutação das debêntures


Em 1º.01.2015 431.491 2.153.957 2.585.448

Ingressos - 1.168.633 1.168.633

Encargos 448.627 2.857 451.484


Amortização - principal (154.822) - (154.822)

Pagamento - encargos (366.815) - (366.815)

Em 31.12.2015 924.005 2.759.923 3.683.928

Ingressos - 1.822.965 1.822.965

Encargos e variação monetária 620.915 (3.789) 617.126


Amortização - principal (785.239) - (785.239)

Pagamento - encargos (547.971) - (547.971)

Em 31.12.2016 1.131.198 3.659.611 4.790.809

24.3 Cláusulas contratuais restritivas - covenants

A Copel emitiu debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de índices econômico-financeiros

dentro de parâmetros pré-estabelecidos, com exigibilidade de cumprimento anual, bem como outras

condições a serem observadas, tais como não alterar a participação acionária da Companhia no capital

social, que represente alteração de controle sem a prévia anuência dos debenturistas; não realizar, sem

prévia e expressa autorização dos debenturistas, distribuição de dividendos ou pagamentos de juros sobre

capital próprio, caso esteja em mora relativamente ao cumprimento de quaisquer de suas obrigações

pecuniárias ou não atenda aos índices financeiros estabelecidos. O descumprimento destas condições

poderá implicar vencimento antecipado das debêntures, bem como penalidades perante aos órgãos

reguladores.

Em 31.12.2016, e durante o período encerrado nesta data, todas as condições acordadas foram

integralmente atendidas.


F-78

Abaixo destacamos os covenants financeiros presentes nos contratos de debêntures:

Empresa Instrumento Contratual Indicador Financeiros Limite

Companhia Paranaense de Energia Dívida líquida consolidada / Ebitda consolidado ≤ 3,5


Copel Geração e Transmissão 1a Emissão de Debêntures

Copel Geração e Transmissão 2ª Emissão de Debêntures Dívida líquida consolidada / Ebitda consolidado ≤ 3,5

Copel Telecomunicações 1ª Emissão de Debêntures Índice de cobertura do serviço da dívida ≥ 1,5

Copel Distribuição 2ª Emissão de Debêntures

Copel Distribuição 1ª Emissão de Debêntures Dívida líquida consolidada / Ebitda consolidado ≤ 4,0

Elejor 2ª Emissão de Debêntures Índice de cobertura do serviço da dívida ≥ 1,2

Compagás Dívida líquida consolidada / Ebitda consolidado ≤ 3,5

Endividamento Geral ≤ 0,7

Nova Asa Branca I 2ª Emissão de Debêntures

Nova Asa Branca II 2ª Emissão de Debêntures

Nova Asa Branca III 2ª Emissão de Debêntures

Nova Eurus IV 2ª Emissão de Debêntures

Ventos de Santo Uriel 2ª Emissão de Debêntures


5a Emissão de Debêntures

2ª Emissão de Debêntures

25 Benefícios Pós-Emprego

A Companhia patrocina planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano Previdenciário

Unificado e Plano Previdenciário III) e de assistência médica e odontológica (Planos Prosaúde II e Prosaúde

III), para seus empregados ativos e seus dependentes legais. O patrocínio vitalício do plano assistencial

para os aposentados, pensionistas e dependentes legais somente é aplicado aos participantes do Plano

Prosaúde II.

Os valores desses compromissos atuariais (contribuições, custos, passivos e/ou ativos) são calculados

anualmente por atuário independente, com data base que coincide com o encerramento do exercício.

Os ativos do plano de benefícios são avaliados pelos valores de mercado (marcação a mercado).

O valor do passivo assistencial líquido é reconhecido pelo valor presente da obrigação atuarial, deduzido o

valor justo dos ativos do plano.

A adoção do método da unidade de crédito projetada agrega cada ano de serviço como fato gerador de

uma unidade adicional de benefício, somando-se até o cálculo da obrigação final.

São utilizadas outras premissas atuariais que levam em conta tabelas biométricas e econômicas, além de

dados históricos dos planos de benefícios, obtidos da Fundação Copel de Previdência e Assistência,

entidade que administra estes planos.

Ganhos ou perdas atuariais, motivados por alterações de premissas e/ou ajustes atuariais, são

reconhecidos em outros resultados abrangentes.


F-79

25.1 Plano de benefício previdenciário

O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é pré-determinada

em função do nível salarial de cada indivíduo, e o plano previdenciário III é um plano de Contribuição

Variável - CV.

O plano de Benefício Definido - BD é um plano fechado para novos participantes desde 1998 e tem apenas

39 participantes ativos de um total de 4.502 em 31 de dezembro de 2016. O plano de Contribuição Variável

- CV é o único plano disponível para novos participantes.

As parcelas de custos assumidas pelas patrocinadoras desses planos são registradas de acordo com

avaliação atuarial preparada anualmente por atuários independentes, de acordo coma norma contábil

internacional IAS 19 e IFRIC 14. As premissas econômicas e financeiras para efeitos da avaliação atuarial

são discutidas com os atuários independentes e aprovadas pela Administração das patrocinadoras.

25.2 Plano de benefício assistencial

A Companhia aloca recursos para a cobertura das despesas de saúde dos empregados e de seus

dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidos nos regulamentos dos Planos Prosaúde II

e Prosaúde III. A cobertura inclui exames médicos periódicos em ambos os planos e somente é estendida a

todos os aposentados e pensionistas vitaliciamente no Plano Prosaúde II.

25.3 Balanço patrimonial e resultado do exercício

Os valores reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão resumidos a seguir:

31.12.2016 31.12.2015

Planos previdenciários 1.252 1.008

Planos assistenciais 768.613 593.652

769.865 594.660



Os valores consolidados reconhecidos no demonstrativo de resultado estão resumidos a seguir:

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Planos previdenciários 75.407 65.878 65.715

Planos previdenciários - administradores 1.175 2.241 1.256

Plano assistencial - pós-emprego 129.647 143.236 102.119

Plano assistencial - funcionários ativos 75.578 61.927 51.266

Plano assistencial - administradores 228 139 143

(-) Transferências para imobilizado e intangível em curso (22.268) (19.094) (18.957)

259.767 254.327 201.542


F-80

25.4 Mutação dos benefícios pós-emprego


Em 1º.01.2015 37.404 861.214 898.618

Apropriação do cálculo atuarial - 143.202 143.202

Contribuições previdenciárias e assistenciais 133.428 - 133.428

Ajuste referente a ganhos atuariais - (410.330) (410.330)


Amortizações (170.258) - (170.258)

Em 31.12.2015 43.323 551.337 594.660

Apropriação do cálculo atuarial - 130.707 130.707

Contribuições previdenciárias e assistenciais 142.735 - 142.735

Ajuste referente a perdas atuariais - 88.906 88.906


Amortizações (187.143) - (187.143)

Em 31.12.2016 47.894 721.971 769.865

25.5 Avaliação atuarial de acordo com o IAS 19

25.5.1 Premissas atuariais

As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para 2016 e 2015,

estão demonstradas a seguir:

Real Nominal Real Nominal

Economicas

Inflação a.a. - 5,15% - 6,80%

Taxa de desconto /retorno esperados a.a.

Planos de benefícios previdenciários 5,91% 11,37% 7,30% 14,60%

Planos de benefícios assistencial 5,89% 11,35% 7,28% 14,57%

Crescimento salarial a.a. 2,00% 7,25% 2,00% 8,94%

Demográficas

Tábua de mortalidade AT - 2000 AT - 2000

Tábua de mortalidade de inválidos WINKLEVOSS WINKLEVOSS

Tábua de entrada em invalidez A. VINDAS A. VINDAS

2016 2015

25.5.2 Número de participantes e beneficiários

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015

Número de participantes ativos 8.702 8.838 8.456 8.571

Número de participantes inativos 7.826 7.795 7.546 7.445

Número de dependentes - - 23.745 23.933

Total 16.528 16.633 39.747 39.949

Plano assistencialPlano previdenciário


F-81

25.5.3 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)

Plano BD Plano CV

Em 31.12.2016

Participantes aposentados 15,62 23,75

Participantes pensionistas 16,59 28,89

Em 31.12.2015

Participantes aposentados 15,62 25,68

Participantes pensionistas 16,64 28,65

A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da Companhia

e de suas controladas é de 66,2 anos.

25.5.4 Avaliação atuarial

Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2016 totalizaram um

superávit do plano de R$ 527.699, enquanto que, em 31.12.2015, a posição era de R$ 312.586. A

legislação atual aplicável não permite qualquer redução significativa nas contribuições ou reembolsos à

Companhia com base no superávit atual desse plano. Por esse motivo, a Companhia não registrou um ativo

em seu balanço de 31 de dezembro de 2016, refletindo qualquer direito de redução de contribuições ou

restituição de superávit ou outros valores

Plano previdenciário Plano Assistencial 31.12.2016 31.12.2015

Obrigações total ou parcialmente cobertas 4.950.876 933.914 5.884.790 4.931.012

Valor justo ddos ativos (5.478.575) (165.301) (5.643.876) (4.649.946)

Estado de cobertura do plano (527.699) 768.613 240.914 281.066

Ativo não reconhecido 527.699 - 527.699 312.586

- 768.613 768.613 593.652

A Companhia procedeu ajustes nos seus passivos assistenciais através de relatório atuarial, data base

31.12.2016, quando efetuaram os registros, em outros resultados abrangentes, do valor total de R$ 89.107,

correspondente a um acréscimo apurado naquela data base.


F-82

25.5.5 Movimentação do passivo atuarial

Plano previdenciário Plano assistencial

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 01. 01.2014 3.941.108 1.092.697

Custo de serviço 600 8.055

Custo de juros 405.498 110.906

Benefícios pagos (276.463) (65.911)

(Ganhos)/Perdas atuariais 308.687 (98.463)

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31. 12.2014 4.379.430 1.047.284




(Ganhos)/Perdas atuariais (419.249) (378.704)

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31. 12.2015 4.174.730 756.282




(Ganhos)/Perdas atuariais 555.958 112.484

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31. 12.2016 4.950.876 933.914

25.5.6 Movimentação do ativo atuarial

Plano previdenciário Plano assistencial

Valor justo do ativo do plano em 01.01.2014 4.303.143 125.470

Retorno esperado dos ativos 524.992 15.945

Contribuições e aportes 27.321 -

Benefícios pagos (276.463) -

(Ganhos)/Perdas atuariais (16.446) 8.281





(Ganhos)/Perdas atuariais (331.109) (6.289)





(Ganhos)/Perdas atuariais 709.268 (21.078)



F-83

25.5.7 Custos estimados

Os custos (receitas) estimados para 2017 para cada plano estão demonstrados a seguir:

Plano previdenciário Plano assistencial 2017

Custo do serviço corrente 588 9.213 9.801

Custo estimado dos juros 563.235 105.971 669.206

Rendimento esperado do ativo do plano (606.478) (18.299) (624.777)

Contribuições estimadas dos empregados (259) - (259)

Custos (receita) (42.914) 96.885 53.971

25.5.8 Análise de sensibilidade

As tabelas a seguir apresentam a análise de sensibilidade, que demonstra o efeito de um aumento ou uma

redução de um ponto percentual nas taxas presumidas de variação dos custos assistenciais, sobre o

agregado dos componentes de custo de serviço e custo de juros dos custos assistenciais líquidos

periódicos pós-emprego e a obrigação de benefícios assistenciais acumulada pós-emprego.

. Cenários Projetados

Aumento 1% Redução 1%

Sensibilidade da taxa de juros de longo prazo

Impactos nas obrigações do programa previdenciário (53.980) 60.025

Impactos nas obrigações do programa de saúde (160.400) 90.612

Sensibilidade da taxa de crescimento de custos médi cos

Impactos nas obrigações do programa de saúde 56.981 (56.981)

Impacto no custo do serviço do exercicio seguinte do programa de saúde 4.095 (4.095)

Sensibilidade ao custo do serviço

Impactos nas obrigações do programa previdenciário (468) 468

Impactos nas obrigações do programa de saúde (830) 830

25.5.9 Benefícios a pagar

Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia, nos próximos cinco anos, e o total de benefícios

para os exercícios fiscais subsequentes, são apresentados abaixo:

Plano previdenciário Outros benefícios Total

2017 439.774 27.724 467.498

2018 465.316 29.742 495.057

2019 453.267 29.045 482.312

2020 438.853 28.218 467.072

2021 424.171 27.384 451.555

2022 - 2056 5.047.393 339.785 5.387.178


F-84

25.5.10 Alocação de ativos e estratégia de investimentos

A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia no final de 2016 e a

alocação-meta para 2017, por categoria de ativos, são as seguintes:

Meta para 2017 2016

Renda Fixa 87,5% 90,8%

Rensa variável 4,6% 5,7%

Empréstimos 1,2% 1,2%

Imóveis 1,9% 1,7%

Investimentos estruturados 4,8% 0,6%

100,0% 100,0%

Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:

meta (%)(*) mínimo (%) meta (%) mínimo (%)

Renda Fixa 92,0% 86,0% 79,7% 61,3%

Rensa variável 2,0% 1,0% 9,0% 7,0%

Empréstimos 0,5% 0,0% 2,4% 1,0%

Imóveis 2,5% 1,0% 1,1% 0,0%

Investimentos estruturados 3,0% 0,0% 7,9% 0,0%

(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano.

Plano Unificado BD Plano III (CV)

A Adiminstração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em relação ao limite legal permitido, que é de 70%.

Em 31.12.2016 e 2015, os valores dos ativos do plano previdenciário incluíam os seguintes títulos

mobiliários emitidos pela Copel:

31.12.2016 31.12.2015

Ações 66 968

66 968

Plano previdenciário de benefícios definidos

25.5.11 Informações adicionais

A Companhia também patrocina um plano de contribuição variável para todos os empregados.

As contribuições nos exercícios encerrados em 31.12.2016 e 31.12.2015 foram de R$ 75.679 e R$ 68.939,

respectivamente.


F-85

26 Encargos do Consumidor a Recolher

31.12.2016 31.12.2015

Conta de desenvolvimento energético - CDE (a) 136.450 204.309

Reserva global de reversão - RGR 5.262 20.768

Bandeira tarifária - 52.381

141.712 277.458

(a) Resoluções Homologatórias Aneel nºs 2.004/2015 e 2.077/2016.

27 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energéti ca

Conforme a Lei nº 9.991/2000, as concessionárias e permissionárias de geração e transmissão de energia

elétrica estão obrigadas a destinar anualmente o percentual de 1% de sua receita operacional líquida

regulatória em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, e as concessionárias de distribuição de

energia elétrica devem segregar esse mesmo percentual entre os programas de pesquisa e

desenvolvimento do setor elétrico e de eficiência energética, conforme Resoluções Normativas Aneel

nº 504/2012 e 556/2013, e atualizadas pelo Submódulo 5.6 - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e

Eficiência Energética - EE aprovado pela RN Aneel nº 737/2016.

27.1 Saldos constituídos para aplicação em Pesqui sa e Desenvolvimento - P&D e Programa de

Eficiência Energética - PEE

Aplicado e Saldo a Saldo a Saldo em Saldo em

não concluído recolher aplicar 31.12.2016 31.12.201 5

Pesquisa e desenvolvimento - P&D

Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT - 4.603 - 4.603 5.762

MME - 2.302 - 2.302 2.882

P&D 86.077 - 208.011 294.088 252.828

86.077 6.905 208.011 300.993 261.472

Programa de eficiência energética - PEE

Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica - Procel - 4.932 - 4.932 -

PEE 33.459 - 144.505 177.964 137.521

33.459 4.932 144.505 182.896 137.521

119.536 11.837 352.516 483.889 398.993

Circulante 231.513 167.881



F-86

27.2 Mutação dos saldos de P&D e PEE

FNDCT MME Procel

Circulante Circulante Circulante Não circulante Circula nte Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2015 5.742 2.872 81.127 130.857 - 86.231 28.935 335.764

Constituições 33.496 16.747 971 32.526 - - 42.916 126.656

Contrato de desempenho - - - - - - 2.242 2.242

Juros Selic (NE nº 34) - - 216 22.567 - - 11.277 34.060

Transferências - - 31.103 (31.103) - 9.105 (9.105) -

Recolhimentos (33.476) (16.737) - - - - - (50.213)

Conclusões - - (15.436) - - (34.080) - (49.516)

Em 31.12.2015 5.762 2.882 97.981 154.847 - 61.256 76.265 398.993

Constituições 25.535 12.768 1.062 24.472 4.804 - 31.398 100.039

Contrato de desempenho - - - - - - 1.907 1.907

Juros Selic (NE nº 34) - - 159 25.702 128 - 15.792 41.781

Transferências - - 46.334 (46.334) - 31.673 (31.673) -

Recolhimentos (26.694) (13.348) - - - - - (40.042)

Conclusões - - (10.135) - - (8.654) - (18.789)

Em 31.12.2016 4.603 2.302 135.401 158.687 4.932 84.275 93.689 483.889

P&D PEE

28 Contas a Pagar Vinculadas à Concessão

Referem-se aos encargos de outorga de concessão onerosa pelo direito de uso do bem público - UBP.

Taxa de Correção

Empresa Outorga Assinatura Final desconto Anual 31.12.201 6 31.12.2015

(1) UHE Mauá Copel GeT 29.06.2007 03.07.2007 07.2042 5,65% a.a. IPCA 16.235 15.437

(2) UHE Colíder Copel GeT 29.12.2010 17.01.2011 01.2046 7,74% a.a. IPCA 22.783 21.493

(3) UHE Baixo Iguaçu Copel GeT 19.07.2012 20.08.2012 01.2047 7,74% a.a. IPCA 6.299 5.557

(4) PCH Cavernoso Copel GeT 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 7,74% a.a. IPCA 66 97

(5) UHE Apucaraninha Copel GeT 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 7,74% a.a. IPCA 460 676

(6) UHE Chaminé Copel GeT 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 7,74% a.a. IPCA 795 1.170

(7) UHE Derivação Rio Jordão Copel GeT 11.07.2013 24.02.2014 02.2019 7,74% a.a. IPCA 532 702

(8) UHEs Fundão e Santa Clara Elejor 23.10.2001 25.10.2001 10.2036 11,00% a.a. IGPM 518.372 490.533

565.542 535.665



Taxa de desconto no cálculo do valor presente

Taxa desconto real e líquida, compatível com a taxa estimada de longo prazo, não tendo vinculação com a expectativa de retorno

do projeto.

Pagamento à União

(1) Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 643 (51% de R$ 1.262), conforme cláusula 6ª do

Contrato de Concessão nº 001/2007.

(2) Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 1.256, a partir da data prevista para entrada em

operação comercial da UHE, conforme cláusula 6ª do Contrato de Concessão nº 001/2011.

(3) (4) (5) (6) (7) Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto, conforme cláusula 5ª do Contrato de

Concessão nº 007/2013, pelo prazo de 5 anos.

(8) Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 19.000, do 6º ao 35º ano de concessão ou enquanto

estiver na exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, conforme Termo de Ratificação do Lance e cláusula 6ª do Contrato de

Concessão nº 125/2001.


F-87

28.1 Valor nominal e valor presente de contas a p agar vinculadas à concessão

Valor nominal Valor presente

2017 66.366 66.210

2018 66.380 47.248

2019 65.832 42.236

2020 65.788 38.476

Após 2020 1.078.823 371.372

1.343.189 565.542

28.2 Mutação de contas a pagar vinculadas à conce ssão


Em 1º.01.2015 54.955 436.772 491.727

Adição - 334 334

Ajuste a valor presente - (1.742) (1.742)



Pagamentos (55.346) - (55.346)

Em 31.12.2015 61.786 473.879 535.665

Adição (a) 574.827 742 575.569

Ajuste a valor presente - (483) (483)



Pagamentos (648.593) - (648.593)

Em 31.12.2016 66.210 499.332 565.542

(a) A adição de R$ 574.827 refere-se à Bonificação de Outorga (NE nº 10.2). Este saldo está totalmente quitado.

29 Outras Contas a Pagar

31.12.2016 31.12.2015

Acordo Ivaí Engenharia (NE nº 30.1.2 - g) 122.068 -

Consumidores 32.283 26.391

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 28.880 31.399

Taxa de iluminação pública arrecadada 27.565 11.671

Provisão Despacho Aneel nº 084/2017 20.542 15.823

Devolução ao consumidor 10.894 12.011

Aquisição de investimentos 9.595 9.571

Cauções em garantia 8.067 8.861

Outras obrigações 35.422 50.944

295.316 166.671

Circulante 264.791 135.709



F-88

30 Provisões para Litígios e Passivo Contingente

A Companhia responde por diversos processos judiciais e administrativos perante diferentes cortes. A

Administração, com base na avaliação de seus assessores legais, constitui provisões para as ações cujas

perdas são consideradas prováveis, quando os critérios de reconhecimento de provisão descritos na NE nº

4.9 são atendidos.

A Administração da Companhia acredita ser impraticável fornecer informações a respeito do momento de

eventuais saídas de caixa relacionadas às ações pelas quais a Companhia e suas controladas respondem

na data da elaboração das demonstrações financeiras, tendo em vista a imprevisibilidade e a dinâmica dos

sistemas judiciário, tributário e regulatório brasileiro, sendo que a resolução final depende das conclusões

dos processos judiciais. Por este motivo, esta informação não é fornecida.

30.1 Provisões para litígios

30.1.1 Mutação das provisões para litígios das ações consideradas como de perda provável

Custo de Imobilizado e

Saldo em construção intangível em curso Transfe- Saldo em

1º.01.2016 Adições Reversões Adições Adições/(Rever sões) Quitações rências 31.12.2016

Fiscais

Cofins (a) 258.715 28.563 (193.386) - - - - 93.892

Outras (b) 68.333 86.362 (9.630) - - (1.758) (32.317) 110.990

327.048 114.925 (203.016) - - (1.758) (32.317) 204.882

Trabalhistas (c) 408.133 168.352 (9.824) - - (107.760) - 458.901

Benefícios a empregados (d) 104.480 7.583 (69.334) - - (363) - 42.366

Cíveis

Cíveis e direito administrativo (e) 325.217 99.205 (53.965) - - (74.973) - 295.484

Servidões de passagem (f) 62.869 1.786 (17.141) 49.842 2.575 (551) - 99.380

Desapropriações e patrimoniais (g) 196.895 26.764 (943) 1.980 (5.197) (1.537) (152.250) 65.712

Consumidores (h) 13.656 - (2.195) - - (6.233) - 5.228

598.637 127.755 (74.244) 51.822 (2.622) (83.294) (152.250) 465.804

Ambientais (i) 868 564 - - - - - 1.432

Regulatórias (j) 55.770 12.211 (1) - - (22) - 67.958

1.494.936 431.390 (356.419) 51.822 (2.622) (193.197) (184.567) 1.241.343

Resultado

Provisões

para litígios


F-89

Custo de Imobilizado e

Saldo em construção intangível em curso Saldo em

1º.01.2015 Adições Reversões Adições Adições/(Rever sões) Quitações 31.12.2015

Fiscais

Cofins (a) 254.386 4.328 - - - - 258.714

Outras (b) 37.458 50.125 (15.262) - - (3.987) 68.334

291.844 54.453 (15.262) - - (3.987) 327.048

Trabalhistas (c) 326.246 132.868 (17.949) - - (33.032) 408.133

Benefícios a empregados (d) 114.543 27.219 (15.018) - - (22.264) 104.480

Cíveis

Fornecedores 60.680 - (2.868) - - (57.812) -

Cíveis e direito administrativo (e) 256.169 134.097 (22.890) - - (42.159) 325.217

Servidões de passagem (f) 25.407 36.390 (41.657) 36.816 6.249 (336) 62.869

Desapropriações e patrimoniais (g) 402.219 45.586 (270.270) 6.460 13.964 (1.064) 196.895

Consumidores (h) 10.602 7.336 (2.438) - - (1.844) 13.656

755.077 223.409 (340.123) 43.276 20.213 (103.215) 598.637

Ambientais (i) 479 389 - - - - 868

Regulatórias (j) 58.443 5.498 (6.985) - - (1.186) 55.770

1.546.632 443.836 (395.337) 43.276 20.213 (163.684) 1.494.936

Resultado

Provisões

para litígios

30.1.2 Descrição da natureza e/ou informações sobre as principais ações

a) Contribuição para o financiamento da seguridade social - Cofins

Autor: Receita Federal

Exigência de Cofins e respectivos juros e multa, relativos aos períodos de agosto de 1995 a dezembro de

1996 lançados em decorrência de rescisão de acórdão judicial que havia reconhecido a imunidade da

Companhia ao tributo.

Situação atual: aguardando julgamento.

No segundo trimestre de 2016, a Copel efetuou a reversão de provisão no valor de R$ 193.386,

considerando que o processo nº 10980-720.458/2011-15, relativo ao período de outubro de 1998 a junho de

2001, transitou em julgado favoravelmente à Companhia, cancelando a exigência fiscal.

b) Outras provisões fiscais

Ações relativas a impostos, taxas e outros tributos federais, estaduais e municipais, em que a Companhia

discute a incidência ou não, bem como suas bases e valores para recolhimento. A principal ação está

descrita a seguir:

Réu: Receita Federal do Brasil

Pelo processo nº 5037809-14.2015.4.04.7000, a Copel GeT requereu parcelamento do saldo a pagar do

ajuste anual do IRPJ e da CSLL, referente ao período de apuração de 2014. A Receita Federal do Brasil

consolidou o valor com aplicação de multa no patamar máximo. Foi ajuizado Mandado de Segurança com

objetivo de obstar o ato da Receita Federal que, no entendimento da Administração, não observou o limite

previsto na legislação.


F-90

Situação atual: O TRF 4º região julgou improcedente a ação e dessa decisão, a Companhia interpôs

Embargos de Declaração pleiteando efeito infringente. Em 31.12.2016, o valor de R$ 32.318 foi transferido

para Outras Obrigações Fiscais.

c) Trabalhistas

Ações movidas por empregados e ex-empregados da Copel e de suas controladas, envolvendo cobrança

de horas-extras, periculosidade, adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras,

e também ações movidas por ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas

(responsabilidade subsidiária), envolvendo cobrança de parcelas indenizatórias e outras.

d) Benefícios a empregados

Ações de reclamatórias trabalhistas movidas por ex-empregados aposentados da Copel e de suas

subsidiárias integrais contra a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos para a

Companhia e suas subsidiárias integrais, na medida em que forem necessários aportes complementares.

e) Cíveis e direito administrativo

Ações que envolvem faturamento, procedimento irregular, contratos administrativos e multa contratual,

indenização por acidentes com a rede de energia elétrica e acidentes com veículos. As principais ações

estão descritas a seguir:

Autor: Tradener Ltda. Valor estimado: R$ 105.010

Ações populares e civis públicas ajuizadas nas quais se aponta ilegalidades e nulidades relativas à

celebração do contrato de comercialização de energia elétrica firmado entre a Tradener e a Companhia. A

ação popular nº 588/2006 já transitou em julgado e a decisão reconheceu como válida as comissões

devidas pela Companhia à Tradener. Na ação civil pública nº 0000219-78.2003.8.16.0004, ajuizada pelo

Ministério Público, também há decisão no sentido da ausência de irregularidades no contrato de

comercialização de energia. Diante disso, a Tradener ajuizou ações de cobrança, visando o recebimento de

suas comissões.

Situação atual: - Processo nº 0005550-26.2012.8.16.0004 - a Companhia foi condenada ao pagamento das

comissões devidas à Tradener por decisão que transitou em julgado em 28.06.2016. Em cumprimento de

sentença, na data de 07.11.2016, a Companhia quitou a obrigação, no valor executado de R$ 57.116,

ensejando a extinção do processo.


F-91

- Processo nº 0005990.22.2012.8.16.0004 - por sentença proferida em 27.01.2014, a Companhia foi

condenada ao pagamento das comissões devidas à Tradener do valor atualizado aproximado de

R$ 105.010, correspondente ao valor atualizado pelo Índice Nacional de Preço ao Consumidor - INPC /

Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE a partir do vencimento das comissões, acrescido de

juros de 1% ao mês, contados da citação (31.10.2012) e honorários. Dessa decisão, a Companhia recorreu,

porém, em 08.11.2016, por maioria, o Tribunal negou provimento à apelação. Dessa decisão a Copel opôs

recurso de Embargos de Declaração que aguarda julgamento.

f) Servidões de passagem

As ações judiciais ocorrem quando há divergência entre o valor avaliado pela Copel para pagamento e o

pleiteado pelo proprietário e/ou quando a documentação do proprietário não apresenta condições de

registro (inventários em andamento, propriedades sem matrículas, entre outras).

Ocorrem, também na intervenção do usucapião de terceiros, seja na qualidade de confrontante ou mesmo

quando se trate de imóvel onde há áreas de servidão de passagem, a fim de preservar os limites e

confrontações das faixas de servidões.

g) Desapropriações e patrimoniais

As ações judiciais de desapropriação e patrimoniais ocorrem quando há divergência entre o valor avaliado

pela Copel para pagamento e o pleiteado pelo proprietário e/ou quando a documentação do proprietário não

apresenta condições de registro (inventários em andamento, propriedades sem matrículas etc.).

As ações patrimoniais compreendem, ainda, reintegrações de posse de imóveis de propriedade da

concessionária. As demandas judiciais existem quando há necessidade de retomada dos imóveis invadidos

por terceiros nas áreas de propriedade da Companhia. Decorrem também, da intervenção no usucapião de

terceiros, seja na qualidade de confrontante, a fim de preservar os limites e confrontações das áreas

desapropriadas. A principal ação está descrita a seguir:

Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A.

Ação declaratória proposta pela autora com o objetivo de obter o reconhecimento do direito ao reequilíbrio

econômico-financeiro do contrato firmado com a Copel GeT, seguida de ação rescisória proposta pela

Copel com objetivo de obter a desconstituição da decisão judicial transitada em julgado na ação

declaratória, seguida de ação de cobrança proposta pela autora com objetivo de cobrar os valores

decorrentes do reequilíbrio econômico-financeiro do contrato e seguida de cumprimento de sentença

provisório proposto pela autora.


F-92

Situação atual: A ação declaratória e a ação rescisória já se encontram encerradas por decisão transitada

em julgado, tendo havido a condenação da Copel ao pagamento de honorários advocatícios de

sucumbência e despesas processuais. Os valores decorrentes do direito ao reequilíbrio econômico-

financeiro do contrato declarado na decisão transitada em julgado, proferida na ação declaratória,

constituem objeto de discussão judicial em ação de cobrança, em fase recursal no Superior Tribunal de

Justiça - STJ, sendo que, também, são objeto de cumprimento de sentença provisório iniciado pela parte

contrária, em andamento no juízo de primeiro grau. Em 21.10.2016, foi assinado acordo, previamente

aprovado pelo Conselho de Administração, em que a Copel se comprometeu a pagar à Ivaí Engenharia, a

quantia de R$ 152.250, em 15 parcelas mensais e sucessivas, no valor base de R$ 10.150, de maneira que

o pagamento da primeira parcela tem vencimento até o 5º dia útil após a assinatura do termo de transação e

o pagamento das 14 parcelas restantes tem vencimento no 15º dia de cada um dos meses imediatamente

seguintes, considerando que o valor base da segunda parcela, assim como todas que lhe seguirem, terão

seu valor corrigido monetariamente, desde o momento da assinatura do acordo, pelo critério de atualização

da aplicação de percentual equivalente a 50% do último índice IPCA divulgado até data de vencimento de

cada parcela. O acordo abrange as discussões existentes entre as partes sobre o equilíbrio econômico-

financeiro do contrato e suspende o andamento dos processos judiciais de ação de cobrança, em fase

recursal no STJ, e do cumprimento de sentença provisório, até o pagamento de todas as parcelas do

acordo, momento em que serão extintos os referidos processos judiciais. Em 30.09.2016, o valor de

R$ 152.250 foi transferido para Outras contas a pagar (NE nº 29).

h) Consumidores

Ações pleiteando ressarcimento de danos causados em aparelhos eletrodomésticos, indenizações por dano

moral decorrente da prestação de serviço (suspensão do fornecimento) e ações movidas por consumidores

industriais questionando a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do

Plano Cruzado e pleiteando restituição de valores envolvidos.

i) Ambientais

Ações civis públicas e ações populares que têm como finalidade obstaculizar o andamento de licenciamento

ambiental de novos projetos ou a recuperação de áreas de preservação permanente no entorno dos

reservatórios das usinas hidrelétricas utilizadas indevidamente por particulares. Em caso de eventual

condenação, estima-se somente o custo da elaboração de novos estudos ambientais e o custo de

recuperação das áreas de propriedade da Copel GeT.

Contemplam também os Termos de Ajuste de Conduta - TAC, os quais referem-se aos compromissos

acordados e aprovados entre a Companhia e os órgãos competentes pelo descumprimento de alguma

condicionante concluída nas Licenças de Instalação e Operação. Por serem considerados passivos, esses

valores são registrados como “obrigações” no passivo circulante e não circulante e a contrapartida no ativo

imobilizado (custo da construção).


F-93

j) Regulatórias

A Companhia está discutindo nas esferas administrativas e judicial notificações do Órgão Regulador sobre

eventuais descumprimentos de normas regulatórias. A principal ação está descrita a seguir:

Autores: Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE e Dona Francisca Energética S.A.

Valor estimado: R$ 49.655

A Copel, a Copel GeT e a Copel DIS estão discutindo ações judiciais contra o Despacho Aneel nº 288/2002,

envolvendo as empresas citadas.


30.2 Passivo contingente

30.2.1 Classificação das ações consideradas como de perda possível.

Passivos contingentes são obrigações presentes decorrentes de eventos passados, sem provisões

reconhecidas por não ser provável uma saída de recursos que incorporam benefícios econômicos para

liquidar a obrigação. A seguir informações sobre a natureza e as potenciais perdas dos passivos

contingentes da Companhia e de suas controladas.

31.12.2016 31.12.2015

Fiscais (a) 752.625 1.476.765

Trabalhistas (b) 423.495 605.095

Benefícios a empregados (c) 23.631 73.310

Cíveis (d) 594.220 1.170.019

Regulatórias (e) 765.906 646.455

2.559.877 3.971.644

30.2.2 Descrição da natureza e/ou informações sobre as principais ações

a) Fiscais

Ações relativas a impostos, taxas e outros tributos federais, estaduais e municipais, em que a Companhia

discute a incidência ou não, bem como suas bases e valores para recolhimento. As principais ações estão

descritas a seguir:

Autor : Receita Federal

No segundo trimestre, a Copel reduziu a estimativa deste item em R$ 635.797, em virtude de o processo

10980-720.458/2011-15 (relativo à Cofins do período de outubro de 1998 a junho de 2001) ter transitado em

julgado favoravelmente à Companhia, cancelando esta exigência fiscal.


F-94

No quarto trimestre, o processo 11453.720.001/2011-23 (referente à maior parte dos juros exigidos

relativamente à Cofins de agosto de 1995 a dezembro de 1996) transitou em julgado favoravelmente à

Companhia, permitindo o cancelamento dessa exigência fiscal estimada, na época, em aproximadamente

R$ 153.000.

Situação atual: processo encerrado.

Autor : Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS Valor estimado: R$ 307.450

Exigências fiscais contra a Copel referentes à execução fiscal de contribuição previdenciária (NFLD

nº 35.273.870-7), sendo mister ressaltar que o processo já foi julgado favoravelmente à Companhia nas

duas instâncias.


Autor: Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS Valor estimado: R$ 27.044

Exigências fiscais contra a Copel relativas a contribuição previdenciária sobre a cessão de mão-de-obra

(NFLD nº 35.273.876-6). Processo aguarda julgamento no CARF desde 2010. A atribuição de grau de risco

possível decorre da existência de diversos argumentos jurídicos de defesa, especialmente a (a) ausência de

prestação de serviços ou cessão de mão-de-obra e (b) desnecessidade de retenção da contribuição no

caso de prestadoras de serviço optantes pelo Simples.


Autor: Secretaria de Estado da Fazenda Valor estimado: R$ 62.139

O Estado do Paraná lavrou o auto de infração nº 6587156-4 em face da Copel DIS, por suposta ausência de

recolhimento do ICMS sobre a rubrica 'demanda medida' destacada nas faturas de energia elétrica emitidas

em face de grande consumidor, no período de maio de 2011 a dezembro de 2013.

A Copel DIS sustenta a sua ilegitimidade para figurar no polo passivo da presente autuação fiscal, vez que a

mesma é decorrente da Ação Declaratória nº 33.036, em trâmite na 3ª Vara da Fazenda Pública de Curitiba,

ajuizada por grande consumidor em face do Estado do Paraná, a qual foi julgada procedente entendendo-se

devida a incidência do ICMS apenas sobre a demanda medida, sentença essa posteriormente reformada

pelo TJ/PR, no Recurso de Apelação Cível 822.670-2, entendendo-se pela ilegitimidade ativa do grande

consumidor para questionar a incidência do ICMS sobre a demanda contratada.

Entende a Companhia que, não tendo figurado no referido processo judicial, não pode sofrer os efeitos da

decisão judicial nele proferida, o que implicaria na sua ilegitimidade para figurar no polo passivo do auto de

infração 6.587.156-4.


F-95

b) Trabalhistas

Ações movidas por empregados e ex-empregados da Copel, envolvendo cobrança de horas-extras,

periculosidade, adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações

movidas por ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária),

envolvendo cobrança de parcelas indenizatórias e outras.

c) Benefícios a empregados

Ações de reclamatórias trabalhistas movidas por ex-empregados aposentados da Copel e de suas

subsidiárias integrais contra a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos para a

Companhia e suas subsidiárias integrais, na medida em que forem necessários aportes complementares.

d) Cíveis

Ações que envolvem faturamento, procedimento irregular, contratos administrativos e multa contratual,

indenização por acidentes com a rede de energia elétrica e acidentes com veículos. As principais ações

estão descritas a seguir:

Autor : Mineradora Tibagiana Ltda. Valor estimado: R$ 143.354

Ação para indenização sobre supostos prejuízos nas atividades da mineradora pelas obras de construção

da Usina Mauá, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, do qual a Copel GeT participa com o percentual

de 51%, onde se discute judicialmente a validade da autorização de lavra de mineração da Mineradora

Tibagiana no local da UHE Mauá e efeitos indenizatórios dela decorrentes.

Situação atual: Ação pendente de julgamento em 1º grau de jurisdição.

Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A.

Ação de cobrança proposta pela autora com o objetivo de cobrar os valores decorrentes do reequilíbrio

econômico-financeiro do contrato firmado com a Copel GeT, reconhecido na ação declaratória.

Situação atual: em 18.12.2015, ocorreu a publicação do acórdão de julgamento do 2º recurso de embargos

de declaração da Copel GeT perante o Superior Tribunal de Justiça - STJ, no qual se discute a diferença de

valores decorrente da atualização do crédito da autora com cumulação da taxa Selic com outros índices de

juros no período antecedente ao laudo pericial judicial (outubro de 2005). O julgamento prescreve o retorno

do processo ao Tribunal de Justiça do Paraná - TJ-PR para que este profira novo julgamento sobre os

embargos de declaração da Copel GeT, suprindo a omissão do julgamento anterior. Há recurso de

embargos de declaração apresentado em 05.02.2016, pela Ivaí, o qual encontra-se pendente de julgamento

no STJ. Desse modo, considera-se como perda provável o valor do direito de crédito da autora corrigido

pelo índice oficial do TJ-PR, sendo este a média do IGP-DI/INPC, buscado pela Copel GeT perante o

Judiciário, acrescido de juros de mora de 1% ao mês, mais honorários advocatícios de sucumbência,

embora ainda seja considerado como perda possível a reforma do acórdão do STJ, com a manutenção do

acórdão anterior do TJ-PR, ou seja, permanecendo o valor do débito corrigido pela cumulação da taxa Selic


F-96

com outros índices de juros no período antecedente ao laudo pericial. Em paralelo, há uma execução

provisória do valor total do crédito buscado pela Ivaí. Conforme descrito na NE 30.1.2, foi celebrado acordo

entre as partes, sendo que esse abrange as discussões existentes sobre o equilíbrio econômico-financeiro

do contrato e suspende o andamento dos processos judiciais de ação de cobrança, em fase recursal no

STJ, e do cumprimento de sentença provisório, até o pagamento de todas as parcelas do acordo, momento

em que serão extintos os referidos processos judiciais.

Autores: franquiados de Agência/loja Copel Valor estimado: R$ 48.924

Propositura de 02 (duas) ações individuais em razão de contratos administrativos de franquia de

Agência/loja Copel, com pedido principal para reconhecer subconcessão e transferir serviços prestados,

com repasse integral dos valores das tarifas, e pedido secundário de prorrogação do contrato e

indenização, com repasse integral dos valores das tarifas, dentre outras verbas, atualmente com recursos

pendentes de julgamento.

Situação atual: aguardando julgamentos.

e) Regulatórias

A Companhia está discutindo nas esferas administrativas e judicial notificações do Órgão Regulador sobre

eventuais descumprimentos de normas regulatórias. As principais ações estão descritas a seguir:

Autor: Aneel Valor estimado: R$ 17.007

A Copel DIS interpôs recurso em face da decisão exarada pelo Diretor Geral da Aneel, através do despacho

nº 3.959 de 08.12.2015, que determinou a aplicação de penalidade à Copel DIS, a título de parcela de

ineficiência por subcontratação, em razão da sobrecontratação de Montante de Uso do Sistema de

Distribuição - Musd, junto ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.


Autor: Energia Sustentável do Brasil S.A. - ESBR Valor estimado: R$ 721.060

O principal questionamento é o que tende a prevenir as distribuidoras da responsabilização por prejuízos

resultantes do atraso no cronograma das obras da UHE Jirau, a ESBR moveu contra a Aneel a ação

ordinária nº 10426-71.2013.4.01.4100, na Justiça Federal de Rondônia, cuja sentença (i) reconheceu

excludentes de responsabilidade pelo atraso de 535 dias no cronograma das obras da UHE Jirau; (ii)

declarou inexigíveis quaisquer obrigações, penalidades e custos impostos à ESBR decorrentes do atraso e,

por fim, (iii) anulou o despacho Aneel nº 1.732/2013, que havia reconhecido o atraso de apenas 52 dias no

cronograma de implantação. Houve recurso de apelação pela Aneel, em trâmite no TRF da 1ª Região.

A consequência prática da decisão foi que, ao tempo em que isentou a ESBR, expôs as Distribuidoras com

as quais celebrou CCEARs ao Mercado de Curto Prazo e ao alto valor do PLD no período, onde se inclui a

Copel DIS. Isso, porque as regras de comercialização de energia elétrica impõem que toda energia

consumida tenha a correspondente cobertura contratual.


F-97

Uma das medidas adotadas foi a impetração do mandado de segurança nº 1001675-88.2015.4.01.0000,

junto ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região, através da Associação Brasileira dos Distribuidores de

Energia Elétrica - Abradee, da qual a Copel DIS faz parte, cujo pedido principal é voltado à anulação do

processo promovido pela ESBR contra a Aneel desde a citação. Embora se tenha obtida decisão liminar

favorável, houve julgamento desfavorável no Mandado de Segurança, no sentido do seu não cabimento

neste caso. Publicado o acórdão, foi interposto recurso ordinário pela Abradee, em processamento no TRF

da 1ª região.

Contudo, em 30.11.2015, foi deferido em parte o pedido da Aneel em Suspensão de Execução de Sentença

nº 0050083-30.2015.4.01.0000/RO, pela Presidência do TRF da 1ª Região, no sentido de manter a

deliberação do Conselho de Administração da CCEE, decorrente da 813ª reunião de 21.07.2015, que

considerou, a partir da decisão judicial no âmbito da Ação Cautelar nº 9500-90.2013.4.01.4100 “como

obrigação de entrega 70% da garantia física proporcionada pela efetiva entrada em operação comercial das

unidades geradoras da UHE Jirau até que esse montante seja equivalente à obrigação de entrega original”.

Foi interposto recurso pela ESBR, rejeitado. Decisão também sujeita a recurso.

O risco de perda da ação está classificado como possível (intermediário), considerando o montante de

R$ 721.060 em 31.12.2016. Caso as ações sejam julgadas desfavoráveis, o valor será considerado como

um Ativo Financeiro Setorial a ser recuperado mediante tarifa.


31 Patrimônio Líquido

31.1 Atribuível aos acionistas da empresa control adora

31.1.1 Capital social

O capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais. Nas Assembleias Gerais, cada ação

ordinária tem direito a um voto. As ações preferenciais não têm direito a voto e são de classes “A” e “B”.

De acordo com o artigo 17 e seus parágrafos, da Lei nº 6.404/1976, os dividendos atribuídos às ações

preferenciais são, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.

As ações preferenciais classe “A” têm prioridade no reembolso do capital e na distribuição de dividendos

mínimos de 10% a.a., não cumulativos, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de

ações.


F-98

As ações preferenciais classe “B” têm prioridade no reembolso do capital e direito ao recebimento de

dividendos, correspondentes à parcela do valor equivalente a 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com

a legislação societária e o estatuto da Companhia, calculados com base no capital próprio a esta espécie e

classe de ações. Os dividendos assegurados à classe “B” são prioritários apenas em relação às ações

ordinárias e somente são pagos à conta dos lucros remanescentes, depois de pagos os dividendos

prioritários das ações preferenciais classe “A”.

Em 15.12.2016, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou aumento de capital no valor de R$ 1.000.000,

com a utilização de reserva de retenção de lucros.

O capital social integralizado monta a R$ 7.910.000. Sua composição por ações (sem valor nominal) e

principais acionistas é a seguinte:

Número de ações em unidades

Acionistas

nº ações % nº ações % nº ações % nº ações %

Estado do Paraná 85.028.598 58,63 - - - - 85.028.598 31,07

BNDESPAR 38.298.775 26,41 - - 27.282.006 21,26 65.580.781 23,96

Eletrobrás 1.530.774 1,06 - - - - 1.530.774 0,56

Custódias em bolsa:

BM&FBOVESPA 18.631.543 12,85 76.763 23,36 66.917.562 52,16 85.625.868 31,30

NYSE 1.204.601 0,83 - - 33.958.398 26,47 35.162.999 12,85

Latibex - - - - 88.949 0,07 88.949 0,03

Prefeituras 178.393 0,12 9.326 2,84 3.471 - 191.190 0,07

Outros 158.396 0,10 242.538 73,80 45.282 0,04 446.216 0,16

145.031.080 100,00 328.627 100,00 128.295.668 100,00 273.655.375 100,00

Ordinárias Preferenciais "A" Preferenciais "B" Total

31.1.2 Ajustes de avaliação patrimonial

Na adoção inicial das IFRS, foram reconhecidos os valores justos do ativo imobilizado - custo atribuído. A

conta Ajustes de avaliação patrimonial foi a contrapartida desse ajuste, líquido do imposto de renda e

contribuição social diferidos, inclusive por equivalência patrimonial. A realização de tais ajustes é

contabilizada na conta de lucros acumulados, na medida em que ocorra a depreciação ou eventual baixa

dos itens avaliados.

Nessa conta também são registrados os ajustes decorrentes das variações de valor justo envolvendo os

ativos financeiros disponíveis para venda, bem como os ajustes dos passivos atuariais.


F-99

Mutação de ajustes de avaliação patrimonial

AjusteAvaliação

Patrimonial

OutrosResultados

AbrangentesAcumulados Total

Em 01.01.2014 1.238.955 (255.796) 983.159

Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:

Aplicações financeiras - 1.070 1.070

Tributos sobre os ajustes - (363) (363)

Investimentos em participações societárias - (190) (190)

Tributos sobre os ajustes - 65 65

Ajustes referentes a passivos atuariais

Benefícios pós-emprego - 140.383 140.383

Tributos sobre os ajustes - (48.584) (48.584)

Benefícios pós-emprego - equivalência - (582) (582)

Outros ajustes:

Outros ajustes - controladas (a) - (2.777) (2.777)

Tributos sobre os outros ajustes - 945 945

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:

Custo atribuído do imobilizado (149.295) - (149.295)

Tributos sobre a realização dos ajustes 50.760 - 50.760

Custo atribuído do imobilizado - equivalência (a) (2.466) - (2.466)

Custo atribuído do imobilizado - realização de investimento (850) - (850)

Passivo atuarial - realizado de investimento 4.381 - 4.381

Atribuível aos acionistas não controladores - 1.308 1.308

Em 31.12.2014 1.141.485 (164.521) 976.964


Aplicações financeiras - 633 633


Investimentos em participações societárias - (5) (5)



Benefícios pós-emprego - 410.330 410.330


Benefícios pós-emprego - equivalência - 19.660 19.660




Atribuível aos acionistas não controladores - (495) (495)

Em 31.12.2015 1.051.044 126.328 1.177.372


Aplicações financeiras - (2) (2)

Investimentos em participações societárias - 3.614 3.614



Benefícios pós-emprego - (88.906) (88.906)

Tributos sobre os ajustes - 30.174 30.174

Benefícios pós-emprego - equivalência - (852) (852)




Passivo atuarial - realizado de investimento (19.933) - (19.933)

Atribuível aos acionistas não controladores - (65) (65) Em 31.12.2016 929.404 69.062 998.466

(a) Equivalência patrimonial na controladora, líquida de tributos.


F-100

31.1.3 Reserva legal e reserva de retenção de lucros

A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer destinação,

limitada a 20% do capital social.

A reserva de retenção de lucros visa à cobertura do programa de investimento da Companhia, conforme o

artigo 196 da Lei nº 6.404/1976. Sua constituição ocorre mediante retenção do remanescente do lucro

líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital próprio e os dividendos.

31.1.4 Proposta de distribuição de dividendos

31.12.2016 31.12.2015 (1) Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios (25 %)

Lucro líquido do exercício 958.650 1.192.738 Reserva legal (5%) (47.933) (59.637) Realização dos ajustes de avaliação patrimonial 101.707 90.441 Base de cálculo para os dividendos mínimos obrigatórios 1.012.424 1.223.542

253.106 305.885

(2) Distribuição total proposta (3+5) 282.947 326.795

(3) Juros sobre o capital próprio, brutos 282.947 198.000 Imposto de renda retido na fonte (29.841) (20.910)

(4) Juros sobre o capital próprio, líquidos 253.106 177.090

(5) Dividendos propostos - 128.795

(6) Distribuição total proposta, líquida (4+5) 253.106 305.885

Valor bruto dos dividendos por ação:Ações ordinárias 0,98539 1,13716 Ações preferenciais classe "A" 2,89050 2,52507 Ações preferenciais classe "B" 1,08410 1,25473

Valor bruto dos dividendos por classes de ações:Ações ordinárias 142.912 164.924 Ações preferenciais classe "A" 949 960 Ações preferenciais classe "B" 139.086 160.911

Conforme as disposições legais e estatutárias vigentes, a base de cálculo dos dividendos mínimos

obrigatórios é obtida a partir do lucro líquido, diminuído da quota destinada à reserva legal. Contudo, a

Administração deliberou acrescentar na citada base de cálculo a realização dos ajustes de avaliação

patrimonial, de forma a anular o efeito causado ao resultado pelo aumento da despesa com depreciação,

decorrente da adoção inicial de normas contábeis, bem como pelo IAS 16 - Ativo Imobilizado. Este

procedimento reflete a política de remuneração aos acionistas da Companhia, a qual será praticada durante

a realização de toda a reserva de ajustes de avaliação patrimonial.

A distribuição dos dividendos mínimos obrigatórios é reconhecida como um passivo nas demonstrações

financeiras da Companhia e de suas controladas ao final do exercício.

O benefício fiscal dos juros sobre capital próprio é reconhecido na demonstração de resultado no momento

do seu registro em contas a pagar.


F-101

31.1.5 Lucro por ação - básico e diluído

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014 Numerador básico e diluídoLucro líquido básico e diluído alocado por classes de ações, atribuído aos acionistascontroladores:

Ações ordinárias 485.255 603.746 610.434 Ações preferenciais classe "A" 1.282 1.741 1.766 Ações preferenciais classe "B" 472.113 587.251 593.750

958.650 1.192.738 1.205.950 Denominador básico e diluídoMédia ponderada das ações (em milhares):

Ações ordinárias 145.031.080 145.031.080 145.031.080 Ações preferenciais classe "A" 348.531 380.291 381.465 Ações preferenciais classe "B" 128.275.764 128.244.004 128.242.830

273.655.375 273.655.375 273.655.375 Lucro líquido básico e diluído por ação atribuído a os acionistas da empresacontroladora:

Ações ordinárias 3,34587 4,16287 4,20899 Ações preferenciais classe "A" 3,68045 4,57807 4,62953 Ações preferenciais classe "B" 3,68045 4,56917 4,62989

O lucro ou prejuízo líquido por ação é calculado com base na média ponderada do número de ações em

circulação durante o período de divulgação. Para todos os períodos apresentados, a Companhia não tem

nenhum instrumento potencial equivalente a ações ordinárias que pudesse ter efeito dilutivo, desta forma, o

lucro básico por ações é equivalente ao lucro por ação diluído.

Uma vez que os acionistas preferenciais e ordinários possuem direitos a dividendos, a voto e a liquidação

diferentes, os lucros básicos e diluídos por ação foram calculados pelo método de "duas classes". O método

de "duas classes" é uma fórmula de alocação do lucro que determina o lucro por ação preferencial e

ordinária de acordo com os dividendos declarados, conforme o estatuto social da Companhia e os direitos

de participação sobre lucros não-distribuídos calculados de acordo com o direito a dividendos de cada

classe de ações.

32 Receita Operacional Líquida

Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida

bruta e Cofins ICMS consumidor (32.5) ISSQN 31.12.20 16

Fornecimento de energia elétrica (32.1) 9.606.133 (884.681) (2.426.940) (1.063.007) - 5.231.505

Suprimento de energia elétrica (32.2) 2.963.349 (239.531) - (47.746) - 2.676.072

Disponibilidade da rede elétrica (32.3) 6.974.829 (575.166) (1.511.601) (911.479) - 3.976.583

Receita de construção 1.279.642 - - - - 1.279.642

Valor justo do ativo indenizável da concessão 132.741 - - - - 132.741

Telecomunicações 357.361 (13.872) (79.582) - (2.326) 261.581

Distribuição de gás canalizado 647.579 (62.037) (113.657) - - 471.885

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais (1.079.662) - - - - (1.079.662)

Outras receitas operacionais (32.4) 179.820 (26.072) - - (2.342) 151.406

21.061.792 (1.801.359) (4.131.780) (2.022.232) (4.668) 13.101.753


F-102

Receita líquida

Receita PIS/Pasep Encargos do 31.12.2015

bruta e Cofins ICMS consumidor (32.5) ISSQN Reaprese ntado

Fornecimento de energia elétrica (32.1) 11.289.201 (1.045.529) (2.784.289) (1.712.463) - 5.746.920


Disponibilidade da rede elétrica (32.3) 5.879.729 (547.565) (1.420.129) (1.523.530) - 2.388.505



Telecomunicações 277.876 (10.760) (55.038) - (2.151) 209.927


Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 858.170 - - - - 858.170

Outras receitas operacionais (32.4) 119.402 (22.545) - - (2.412) 94.445 24.673.224 (2.044.072) (4.370.805) (3.307.940) (4.563) 14.945.844

Receita líquida

Receita PIS/Pasep Encargos do 31.12.2014

bruta e Cofins ICMS consumidor (32.5) ISSQN Reaprese ntado

Fornecimento de energia elétrica (32.1) 6.581.808 (573.026) (1.584.499) (53.130) - 4.371.153


Disponibilidade da rede elétrica (32.3) 3.708.296 (347.962) (958.690) (164.174) - 2.237.470



Telecomunicações 216.223 (11.310) (38.615) - (837) 165.461


Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 1.033.866 - - - - 1.033.866

Outras receitas operacionais (32.4) 131.434 (59.529) - - (2.425) 69.480 18.404.829 (1.468.307) (2.640.147) (297.607) (3.262) 13.995.506

32.1 Fornecimento de energia por classe de consum idor

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Residencial 2.841.218 3.554.995 2.110.043 1.371.184 1.804.690 1.429.593

Industrial 3.029.411 3.829.081 2.369.527 1.795.957 2.049.456 1.563.121

Comercial, serviços e outras atividades 2.130.228 2.511.750 1.365.319 1.065.202 1.155.967 838.312

Rural 815.079 546.685 305.214 584.452 339.338 260.801

Poder público 236.550 273.120 152.321 138.535 149.663 108.348

Iluminação pública 229.182 271.036 127.838 114.540 122.904 78.626

Serviço público 324.465 302.534 151.546 161.635 124.902 92.352

9.606.133 11.289.201 6.581.808 5.231.505 5.746.920 4.371.153

Receita bruta Receita líquida

32.2 Suprimento de energia elétrica

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Contratos bilaterais 1.366.551 1.160.503 1.172.588

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 753.393 2.159.431 2.987.114

Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR (leilão) 673.154 793.036 722.120

Juros efetivos - bonificação de outorga (NE nº 10.2) 96.783 - -

Regime de cotas 73.468 17.214 249

2.963.349 4.130.184 4.882.071

Receita bruta


F-103

32.3 Disponibilidade da rede elétrica por classe de consumidor

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Residencial 2.060.305 1.961.163 1.363.517 977.359 706.983 793.022

Industrial 1.246.575 1.280.283 701.408 564.335 459.231 398.566

Comercial, serviços e outras atividades 1.409.771 1.399.336 869.622 667.715 507.703 506.163

Rural 339.438 300.297 190.620 241.039 185.378 109.278

Poder público 168.823 161.275 108.809 94.430 71.141 72.590

Iluminação pública 167.255 153.826 97.828 78.274 53.844 56.376

Serviço público 125.928 111.539 64.337 59.209 39.896 37.212

Consumidores livres 398.024 282.241 147.135 300.531 179.711 126.534

Rede básica, de fronteira e de conexão 1.494 1.352 1.044 1.128 860 899

Receita de operação e manutenção - O&M 151.984 91.772 106.833 138.502 67.663 86.590

Receita de juros efetivos (a) 905.232 136.645 57.143 854.061 116.095 50.240

6.974.829 5.879.729 3.708.296 3.976.583 2.388.505 2.237.470

Receita bruta Receita líquida

(a) Do total de receita bruta de juros efetivos R$ 809.639 referem-se à remuneração pela remensuração do fluxo de caixa dos ativos RBSE (NE nº 10.4).

32.4 Outras receitas operacionais

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Arrendamentos e aluguéis (32.4.1) 103.793 88.008 96.809

Renda da prestação de serviços 32.575 17.203 23.987

Serviço taxado 10.148 8.773 8.207

Outras receitas 33.304 5.418 2.431

179.820 119.402 131.434

Receita bruta

32.4.1 Receita de arrendamento e aluguéis

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Equipamentos e estruturas 103.490 87.190 88.988

Imóveis 248 271 206

Compartilhamento de instalações 55 547 1.210

Usina termelétrica de Araucária - - 6.405

103.793 88.008 96.809

32.5 Encargos do consumidor

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Conta de desenvolvimento energético - CDE Uso (32.5.1) 876.361 1.494.630 133.021

Conta de desenvolvimento energético - CDE Energia 790.117 497.667 -

Outros encargos do consumidor - bandeira tarifária 203.671 1.120.218 -

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - P&D e PEE 100.039 126.656 114.257

Quota para reserva global de reversão - RGR 42.887 62.554 50.329

Taxa de fiscalização 9.157 6.215 -

2.022.232 3.307.940 297.607


F-104

32.5.1 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

A CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos

para: (i) universalização; (ii) subvenção à subclasse residencial baixa renda; (iii) Conta de Consumo de

Combustíveis – CCC; (iv) amortização de operações financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das

concessões; (v) a competitividade da energia produzida a partir de fonte eólica, pequenas centrais

hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral. As quotas da CDE foram definidas originalmente com

base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 2001, cujos valores foram reajustados anualmente,

a partir de 2002, na proporção do crescimento de mercado de cada agente, e em 2004 também pelo Índice

de Preço ao Consumidor Amplo - IPCA. A partir da Lei 12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas

passam a ser definidas em função dos recursos necessários para atingir sua finalidades e das demais

receitas relacionadas à CDE. O encargo CDE incorpora:

a) quota anual da CDE-Uso: Essa quota é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu

orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei

nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.783/2013.

A Resolução Homologatória Aneel n° 2018/2016 definiu a quota da CDE-Uso, no valor mensal de R$ 83.727

a partir da competência de janeiro de 2016. Porém, a partir da competência de junho do mesmo ano, o valor

mensal da quota foi alterado para R$ 71.600, estabelecida pela Resolução Aneel nº 2.077/2016;

b) quota anual CDE - Energia (Conta ACR): Essa quota é destinada à quitação das operações de crédito

contratadas pela CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta ACR, em

atendimento ao Decreto nº 8.222/2014, e nos termos na Resolução Normativa nº 612/2014.

A Conta ACR tem como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas concessionárias de distribuição,

relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado de curto prazo e do

despacho de usinas termelétricas vinculadas a CCEAR na modalidade por disponibilidade de energia

elétrica.

A Resolução Homologatória nº 1.863/2015 definiu o valor da quota de CDE relativa à Conta ACR em

R$ 46.638, a partir da competência de junho de 2015. A partir da competência de junho de 2016, por meio

da Resolução Homologatória nº 2.004/2015, o valor da quota foi atualizado para R$ 49.362. Em 31.12.2016,

restam 36 parcelas a serem pagas. As referidas parcelas são atualizadas anualmente, a partir do processo

tarifário de cada distribuidora, de acordo com as condições contratadas pela CCEE para cada um dos

financiamentos realizados junto às instituições financeiras participantes; e

c) quota anual CDE-Energia: Essa quota é destinada à devolução dos recursos recebidos pelas

concessionárias de distribuição, no período de janeiro de 2013 a janeiro de 2014, para a cobertura de

parcela dos custos com a exposição involuntária no mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas

contratadas em regime de quotas, e o despacho de termoelétricas por razão de segurança energética, em

atendimento aos Decretos 7.895/2013 e Decreto 8.203/2014.


F-105

A Resolução Homologatória Aneel n° 1.857/2015, definiu a quota da CDE-Energia, no valor mensal de

R$ 17.120. A partir da competência de junho de 2016, o valor mensal da quota foi alterado para R$ 18.947,

estabelecida pela Resolução Aneel nº 2.077/2016.

Liminares Abrace e Anace

Em decorrência de decisões liminares em favor da Associação Brasileira de Grandes Consumidores

Industriais de Energia e de Consumidores de Livres - Abrace, e da Associação Nacional dos Consumidores

de Energia - Anace e de outras associadas, que questionam judicialmente os componentes tarifários da

CDE-Uso e CDE-Energia, a Aneel, pelas Resoluções Homologatórias 1.967/2015, 1.986/2015 e 2.083/2016,

homologou o cálculo tarifário deduzindo estes encargos às associadas daquelas entidades, enquanto

vigorarem as liminares concedidas nos Processos Judiciais nº 24648-39.2015.4.01.3400 e nº 0069262-

32.2015.4.01.3400/16ª Vara Federal.

Em contrapartida, pela decisão liminar em favor da Abradee, é assegurado às distribuidoras associadas o

direito do não repasse, deduzindo da parcela da CDE-Uso e CDE-Energia os valores não arrecadados em

razão dos efeitos das decisões liminares. Tal dedução, que alcança todas as liminares, foi aprovada pela

Aneel pelo Despacho nº 1.576, de 14.06.2016.

Recentemente, em cumprimento à decisão liminar concedida nos autos do Processo Judicial nº 0028882-

30.2016.4.01.3400 da 2ª Vara Federal, a Aneel, através do Despacho nº 2.634, de 30.09.2016, homologou,

referente ao processo tarifário de 2016, novas tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - Tusd para os

associados da Abrace, com vigência a partir de 29.06.2016, e enquanto perdurar os efeitos da antecipação

de tutela.

Considerando como base o mês de competência de dezembro de 2016, atualmente são 96 unidades

consumidoras beneficiadas pelas decisões liminares. Dessa forma, a Companhia vem procedendo, ao longo

do exercício, a dedução do pagamento da cota da CDE dos valores não faturados decorrentes destas

liminares, assim não impactando o resultado da distribuidora.

As diferenças entre a cobertura tarifária para este encargo e a cota efetivamente paga, desde o início da

vigência das liminares até a competência de dezembro de 2016, representam o montante de R$ 79.364

para a CDE Uso e R$ 6.414 para a CDE Energia.

32.6 Revisão tarifária periódica da Copel DIS

A Aneel homologou o resultado da 4º Revisão Tarifária Periódica da Copel DIS por meio da Resolução

Homologatória nº 2.096, de 21.06.2016, que autorizou a aplicação do reajuste médio de -12,87% a ser

percebido pelos consumidores, o qual é composto da seguinte forma: -1,73% referentes à inclusão dos

componentes financeiros; 4,48% decorrente da atualização da Parcela B; -2,57% referentes a atualização

da Parcela A; e -13,05% que refletem a retirada dos componentes financeiros do processo tarifário anterior.

O reajuste foi aplicado integralmente às tarifas da Copel DIS a partir do dia 24.06.2016.


F-106

No processo de Revisão Tarifária Periódica, que até o 4º Ciclo era realizada a quatro anos, são redefinidos

pela Aneel os custos que compõem a chamada Parcela B, ou seja, os custos operacionais e de capital, que

são a depreciação e a remuneração dos investimentos. Para tanto, são consideradas as alterações na

estrutura de custos e de mercado da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas

similares, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas.

O processo de Revisão Tarifária também envolve a atualização dos custos que compõem a Parcela A, ou

seja, os custos relacionados à aquisição de energia, ao uso dos sistemas de transmissão e os encargos

setoriais.

Base de Remuneração Regulatória - BRR

A BRR corresponde ao montante de investimentos realizados pelas distribuidoras na prestação dos serviços

que será coberto pelas tarifas cobradas dos consumidores. Estes ativos vinculados à concessão do serviço

público de distribuição de energia elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração

Regulatória quando efetivamente utilizados na atividade concedida.

De acordo com o determinado no Proret, da Aneel, para a avaliação dos ativos das concessionárias de

distribuição de energia elétrica, a base de remuneração no Ciclo de RTP vigente é calculada considerando

a base de remuneração aprovada no Ciclo anterior (base “blindada”), aprovados por laudo de avaliação

(associados aos ativos existentes, em operação, excetuando-se as movimentações ocorridas no período),

mais os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases da RTP anterior e atual (base incremental).

No 4º Ciclo de Revisão Tarifária, a Copel DIS alcançou BRR líquida de R$ 4.920.381 e remuneração do

capital de R$ 595.326.

33 Custos e Despesas Operacionais

Despesas Despesas Outras despesas

Custos com gerais e operacionais,operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2016

Energia elétrica comprada para revenda (33.1) (4.685.604) - - - (4.685.604)

Encargos de uso da rede elétrica (866.243) - - - (866.243)

Pessoal e administradores (33.2) (976.027) (17.314) (311.077) - (1.304.418)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 25.3) (192.880) (2.616) (64.271) - (259.767)

Material (71.747) (851) (8.865) - (81.463)

Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica (33.352) - - - (33.352)

Gás natural e insumos para operação de gás (325.413) - - - (325.413)

Serviços de terceiros (33.3) (369.442) (53.659) (127.392) - (550.493)

Depreciação e amortização (664.470) (31) (30.290) (13.505) (708.296)

Perdas estimadas, provisões e reversões (33.4) (567.112) (184.610) - (16.974) (768.696)

Custo de construção (33.5) (1.280.745) - - - (1.280.745)

Outros custos e despesas operacionais, líquidos (33.6) (201.080) 8.633 (199.250) (23.159) (414.856)

(10.234.115) (250.448) (741.145) (53.638) (11.279.346)


F-107







Material (66.968) (748) (8.986) - (76.702)


Gás natural e insumos para operação de gás (1.176.090) - - - (1.176.090)


Depreciação e amortização (600.240) (35) (68.558) (7.639) (676.472)

Perdas estimadas, provisões e reversões (33.4) 66.029 (226.837) - (50.021) (210.829)


Outros custos e despesas operacionais, líquidos (33.6) (193.627) 4.104 (135.652) (100.959) (426.134) (11.799.316) (283.397) (670.606) (158.619) (12.911.938)







Material (64.238) (524) (9.673) - (74.435)


Gás natural e insumos para operação de gás (1.469.842) - - - (1.469.842)


Depreciação e amortização (590.540) (26) (38.622) (755) (629.943)

Perdas estimadas, provisões e reversões (33.4) (807.281) (66.196) - (330.205) (1.203.682)


Outros custos e despesas operacionais (33.6) (215.475) 4.278 (122.719) (58.608) (392.524) (11.288.762) (120.987) (552.116) (389.568) (12.351.433)

33.1 Energia elétrica comprada para revenda

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 3.220.461 3.812.509 3.394.222

Itaipu Binacional 1.089.804 1.567.844 739.002

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 535.656 982.388 2.281.328

Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 242.910 177.946 183.617

Contratos bilaterais 20.006 30.557 177.149

(-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013 (32.1.2) - - (1.253.436)

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda (423.233) (538.328) (441.288)

4.685.604 6.032.916 5.080.594


F-108

33.2 Pessoal e administradores

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Pessoal

Remunerações 801.789 735.072 642.901

Encargos sociais 257.519 227.667 204.695

Auxílio alimentação e educação 109.999 98.367 85.927

Participação nos lucros e/ou resultados (a) 64.814 78.462 92.657

Provisão para indenização por demissões voluntárias e aposentadorias 44.276 5.443 6.588

1.278.397 1.145.011 1.032.768

Administradores

Honorários 20.639 19.027 15.614

Encargos sociais 5.136 4.645 3.977

Outros gastos 246 167 452

26.021 23.839 20.043

1.304.418 1.168.850 1.052.811

(a) De acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1.978/2007 e a Lei Estadual nº 16.560/2010.

33.3 Serviços de terceiros

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Manutenção do sistema elétrico 160.720 160.564 102.116

Manutenção de instalações 90.451 85.192 90.909

Comunicação, processamento e transmissão de dados 61.317 72.042 50.894

Leitura e entrega de faturas 49.462 44.399 37.766

Consultoria e auditoria 41.396 19.120 3.942

Agentes autorizados e credenciados 40.035 34.429 35.116

Atendimento a consumidor 21.000 20.478 17.624

Outros serviços 86.112 83.279 86.097

550.493 519.503 424.464

33.4 Perdas estimadas, provisões e reversões

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

PECLD (Clientes e Outros créditos) 179.908 226.838 53.193

Perdas estimadas (reversão) para redução ao valor recuperável de ativos 581.577 (66.029) 807.281

Provisão (reversão) para litígios (21.408) 48.499 323.811

Perdas estimadas em créditos tributários 23.917 1.521 6.394

Perdas estimadas em consórcios 4.702 - 13.003

768.696 210.829 1.203.682

33.5 Custo de construção

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Material 588.414 574.132 648.102

Serviços de terceiros 495.309 504.197 450.627

Pessoal 135.272 100.299 127.039

Outros 61.750 72.376 60.134

1.280.745 1.251.004 1.285.902


F-109

33.6 Outros custos e despesas operacionais, líqui dos

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 183.014 155.147 140.810

Indenizações 89.531 50.541 28.549

Perdas na desativação e alienação de bens 43.496 53.266 21.765

Propaganda e publicidade 37.451 25.867 16.745

Arrendamentos e aluguéis (33.6.1) 35.453 33.961 28.533

Tributos 29.443 24.237 84.671

Resultado da alteração de método de avaliação de investimento (NE nº 18.4) (52.107) - -

Outros custos e despesas, líquidos 48.575 83.115 71.451

414.856 426.134 392.524

33.6.1 Arrendamentos e aluguéis

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Imóveis 29.911 27.830 23.919

Outros 6.919 7.434 5.977

(-) Créditos de PIS e Cofins (1.377) (1.303) (1.363)

35.453 33.961 28.533

34 Resultado Financeiro

Reapresentado Reapresentado

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Receitas financeiras

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 221.673 168.796 138.578

Juros e variação monetária sobre repasse CRC (NE nº 8.1) 194.153 217.722 157.422

Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 175.367 139.056 184.468

Atualização de depósitos judicias 99.823 - -

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 39.283 25.198 7.455

Remuneração de ativos e passivos setoriais (NE nº 9.2) 27.734 121.401 7.278

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda 13.497 16.160 26.658

Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão 1.116 2.122 -

Remuneração sobre contas a receber vinculadas à indenização da concessão - 20.363 50.271

Outras receitas financeiras 123.907 58.809 52.859

896.553 769.627 624.989

(-) Despesas financeiras

Variação monetária, cambial e encargos da dívida 1.072.875 751.524 366.686

Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão 90.480 101.072 63.000

Variação monetária sobre parcelamento da CCEE 54.753 - -

Juros sobre P&D e PEE (NE nº 27.2) 41.781 34.060 23.399

PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio 40.607 42.627 28.404

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 20.597 96.162 24.580

Remuneração de ativos e passivos setoriais (NE nº 9.2) 13.947 - -

Variação monetária sobre repasse CRC (NE nº 8.1) 5.235 - 21.790

Outras despesas financeiras 122.022 72.853 43.527

1.462.297 1.098.298 571.386

Líquido (565.744) (328.671) 53.603


F-110

35 Segmentos Operacionais

Segmentos operacionais são as atividades de negócios que geram receitas e incorrem em despesas, cujos

resultados operacionais são regularmente revistos pelas diretorias executivas da Companhia, principais

tomadoras de decisões estratégicas, responsáveis pela alocação de recursos e pela avaliação de

desempenho.

35.1 Produtos e serviços dos quais os segmentos r eportáveis têm suas receitas geradas

A Companhia atua nos segmentos reportáveis identificados pelas diretorias de cada área de negócio,

considerando os ambientes regulatórios, as unidades estratégicas de negócios e os diferentes produtos e

serviços. Os segmentos são gerenciados separadamente, pois cada negócio e cada empresa exige

diferentes tecnologias e estratégias.

Nos exercícios de 2016, 2015 e de 2014, todas as vendas foram realizadas em território brasileiro, bem

como, todos os ativos não correntes estão localizados em território nacional.

Não foi identificado nenhum cliente na Companhia que seja responsável individualmente por mais de 10%

da receita líquida total do exercício de 2016.

A Companhia avalia o desempenho de cada segmento, com base em informações derivadas dos registros

contábeis.

As políticas contábeis dos segmentos operacionais são as mesmas descritas no resumo das principais

práticas contábeis e as operações intersegmentos são realizadas como se estas fossem com terceiros, ou

seja, pelos preços correntes de mercado.

35.2 Segmentos reportáveis da Companhia

Os segmentos reportáveis da Companhia, de acordo com o IFRS 8, são:

Geração e transmissão de energia elétrica (GET) - tem como atribuição produzir energia elétrica a partir

de empreendimentos de fontes hidráulica, eólica e térmica (GER), e prover os serviços de transporte e

transformação da energia elétrica, sendo responsável pela construção, operação e manutenção de

subestações, bem como pelas linhas destinadas à transmissão de energia (TRA); para os gestores, os

ativos e passivos dos segmentos de geração e de transmissão de energia são apresentados de forma

agregada e o resultado é apresentado de forma segregada;

Distribuição e comercialização de energia elétrica (DIS) - tem como atribuição distribuir e comercializar

energia, sendo responsável por operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos;

Telecomunicações (TEL) - tem como atribuição a prestação de serviços de telecomunicações e de

comunicações em geral;

Gás - tem como atribuição a exploração do serviço público de distribuição de gás natural canalizado; e

Holding (HOL) - tem como atribuição a participação em outras empresas.


F-111

35.3 Ativo por segmento reportável

ATIVO31.12.2016 GET DIS

ATIVO TOTAL 15.590.175 10.074.577 856.510 526.477 3.351.656 (373.483) 30.025.912 ATIVO CIRCULANTE 1.288.148 2.588.602 89.471 135.292 941.761 (640.284) 4.402.990 ATIVO NÃO CIRCULANTE 14.302.027 7.485.975 767.039 391.185 2.409.895 266.801 25.622.922 Realizável a Longo Prazo 3.680.669 1.971.232 79.853 152.676 2.145.759 (136.332) 7.893.857 Investimentos 2.116.139 1.362 - - 217.449 - 2.334.950 Imobilizado 8.223.951 - 667.443 - 42.909 - 8.934.303 Intangível 281.268 5.513.381 19.743 238.509 3.778 403.133 6.459.812

Energia elétrica Operações intersegmento

TotalTEL GÁS HOL

ATIVO

31.12.2015

ATIVO TOTAL 13.730.872 10.715.266 769.317 481.303 3.641.088 (390.189) 28.947.657

ATIVO CIRCULANTE 2.237.784 4.155.554 179.898 103.579 873.169 (616.587) 6.933.397

ATIVO NÃO CIRCULANTE 11.493.088 6.559.712 589.419 377.724 2.767.919 226.398 22.014.260

Realizável a Longo Prazo 1.568.330 1.426.826 59.031 71.016 2.016.463 (189.874) 4.951.792

Investimentos 1.517.582 1.374 - - 705.754 - 2.224.710

Imobilizado 8.138.199 - 512.068 - 42.415 - 8.692.682 Intangível 268.977 5.131.512 18.320 306.708 3.287 416.272 6.145.076

Operações intersegmento

TotalGET DIS TEL GÁS HOL

35.4 Demonstração do resultado por segmento repor tável


31.12.2016 GER TRA

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.927.680 1.491.547 8.344.765 325.115 542.822 6.238 (536.414) 13.101.753

Receita operacional líquida com terceiros 2.618.869 1.406.335 8.313.141 258.794 498.376 6.238 - 13.101.753

Receita operacional líquida entre segmentos 308.811 85.212 31.624 66.321 44.446 - (536.414) -

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.032.767) (605.202) (8.502.377) (241.848) (534.817) 101.251 536.414 (11.279.346)

Energia elétrica comprada para revenda (92.050) - (4.893.230) - - (9.119) 308.795 (4.685.604)

Encargos de uso da rede elétrica (322.849) - (642.753) - - - 99.359 (866.243)

Pessoal e administradores (208.887) (116.966) (804.974) (101.397) (32.765) (39.429) - (1.304.418)

Planos previdenciário e assistencial (43.251) (24.171) (163.329) (18.827) (3.596) (6.593) - (259.767)

Material (12.768) (5.017) (59.178) (2.044) (1.768) (688) - (81.463)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (77.797) - - - - - 44.445 (33.352)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - - (325.413) - - (325.413)

Serviços de terceiros (157.602) (24.030) (348.479) (46.552) (20.082) (26.755) 73.007 (550.493)

Depreciação e amortização (369.352) (3.697) (274.180) (34.645) (25.251) (1.171) - (708.296)

Provisão (reversão) para litígios e perdas em créditos tributários (1.086) (9.234) (128.899) (4.653) (1.036) 166.316 - 21.408

Perdas estimadas para redução ao valor recuperável de ativos (494.098) - - - (87.479) - - (581.577)

Outras perdas estimadas, provisões e reversões (30.700) (975) (171.045) (2.598) (3.209) - - (208.527)

Custo de construção - (406.345) (849.275) - (25.125) - - (1.280.745)

Outros custos e despesas operacionais (222.327) (14.767) (167.035) (31.132) (9.093) 18.690 10.808 (414.856)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL - 117.970 - - - 103.725 - 221.695

LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO RESULTADO

FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 894.913 1.004.315 (157.612) 83.267 8.005 211.214 - 2.044.102

Receitas financeiras 122.694 21.339 396.880 13.489 13.551 331.646 (3.046) 896.553

Despesas financeiras (613.041) (108.538) (369.868) (23.100) (14.973) (335.823) 3.046 (1.462.297)

LUCRO (PREJUÍZO) OPERACIONAL 404.566 917.116 (130.600) 73.656 6.583 207.037 - 1.478.358

Imposto de renda e contribuição social (205.027) (220.512) (28.729) (15.324) (1.632) (59.344) - (530.568)

LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 199.539 696.604 (159.329) 58.332 4.951 147.693 - 947.790


TOTAL

Energia Elétrica

TEL GÁSGETDIS

HOL


F-112


31.12.2015 - Reapresentado GER TRA

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 4.264.197 501.387 9.797.855 272.247 1.391.474 - (1.281.316) 14.945.844

Receita operacional líquida com terceiros 3.954.296 420.451 9.770.086 207.091 593.920 - - 14.945.844

Receita operacional líquida entre segmentos 309.901 80.936 27.769 65.156 797.554 - (1.281.316) -

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.580.045) (394.015) (9.516.397) (203.878) (1.360.357) (138.672) 1.281.426 (12.911.938)

Energia elétrica comprada para revenda (309.682) - (6.007.222) - - - 283.988 (6.032.916)




Material (12.502) (3.399) (55.531) (2.745) (1.937) (588) - (76.702)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (996.679) - - - - - 797.356 (199.323)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - - (1.176.090) - - (1.176.090)


Depreciação e amortização (369.778) (3.399) (243.645) (31.510) (21.532) (6.608) - (676.472)

Provisão (reversão) para litígios e perdas em créditos tributários 89.726 35.061 (164.615) (3.742) (7.744) 2.813 - (48.501)

Reversão de perdas estimadas para redução ao valor

recuperável de ativos 66.029 - - - - - - 66.029

Outras perdas estimadas, provisões e reversões (122.700) - (104.121) (987) (549) (7) 7 (228.357)


Outros custos e despesas operacionais (218.861) (16.205) (118.360) (24.085) (31.411) (25.107) 7.895 (426.134)



FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 1.684.152 130.225 281.458 68.369 31.117 (68.980) 110 2.126.451

Receita financeira 114.767 33.198 354.626 5.939 14.968 248.350 (2.221) 769.627

Despesa financeira (414.791) (9.583) (340.439) (6.459) (13.898) (315.252) 2.124 (1.098.298)

LUCRO (PREJUÍZO) OPERACIONAL 1.384.128 153.840 295.645 67.849 32.187 (135.882) 13 1.797.780

Imposto de renda e contribuição social (392.507) (30.966) (89.591) (13.205) (9.119) 3.159 - (532.229)

LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 991.621 122.874 206.054 54.644 23.068 (132.723) 13 1.265.551


TOTAL

Energia Elétrica

TEL GÁSGETDIS

HOL


31.12.2014 - Reapresentado GER TRA

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 4.930.654 413.348 8.424.025 213.163 1.748.045 3 (1.733.732) 13.995.506

Receita operacional líquida com terceiros 4.593.854 352.615 8.406.845 167.445 474.744 3 - 13.995.506

Receita operacional líquida entre segmentos 336.800 60.733 17.180 45.718 1.273.301 - (1.733.732) -

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.996.428) (392.187) (7.740.651) (137.404) (1.664.860) (153.758) 1.733.855 (12.351.433)

Energia elétrica comprada para revenda (496.887) - (4.886.909) - - - 303.202 (5.080.594)




Material (13.184) (3.864) (53.918) (1.551) (1.410) (508) - (74.435)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (1.424.147) - - - - - 1.273.299 (150.848)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - - (1.469.842) - - (1.469.842)


Depreciação e amortização (354.596) (7.990) (221.401) (28.277) (16.921) (758) - (629.943)

Provisão (reversão) para litígios e perdas em créditos tributários (112.489) (37.642) (135.219) (2.013) (15.864) (20.584) - (323.811)

Reversão de perdas estimadas para redução ao valor

recuperável de ativos (807.281) - - - - - - (807.281)

Outras perdas estimadas, provisões e reversões (21.579) - (49.988) (1.023) - - - (72.590)


Outros custos e despesas operacionais (175.984) (18.005) (142.880) (12.434) (31.960) (12.974) 1.713 (392.524)



FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 934.226 88.580 683.374 75.759 83.185 (61.219) 123 1.804.028

Receita financeira 139.117 81.880 191.616 4.508 7.008 202.650 (1.790) 624.989

Despesa financeira (127.471) (649) (204.037) (1.586) (5.176) (234.132) 1.665 (571.386)

LUCRO (PREJUÍZO) OPERACIONAL 945.872 169.811 670.953 78.681 85.017 (92.701) (2) 1.857.631

Imposto de renda e contribuição social (185.716) (25.877) (233.089) (20.097) (24.651) (32.586) - (522.016)

LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 760.156 143.934 437.864 58.584 60.366 (125.287) (2) 1.335.615


TOTAL

Energia Elétrica

TEL GÁSGETDIS

HOL


F-113

35.5 Adições no ativo não circulante por segmento reportável

31.12.2016 GER TRA

Imobilizado

Adições 619.964 - - 187.313 - 556 807.833

Intangível

Adições 23 3.184 892.693 6.447 25.847 533 928.727

TOTALGET

DIS TEL GÁS HOL

31.12.2015 GER TRA

Imobilizado

Adições 724.538 - - 100.998 - 186 825.722

Reversão de perdas estimadas 56.405 - - - - - 56.405

Intangível

Adições 285 5.058 888.906 4.427 69.592 534 968.802

TOTALGET

DIS TEL GÁS HOL

31.12.2014 GER TRA

Imobilizado

Adições 1.383.964 - - 102.929 - (29.738) 1.457.155

Perdas estimadas (807.281) - - - - - (807.281)

Intangível

Adições 138 3.051 1.026.632 4.572 79.121 141.056 1.254.570

TOTALGET

DIS TEL GÁS HOL


F-114

36 Instrumentos Financeiros

36.1 Categorias e apuração do valor justo dos ins trumentos financeiros

NE 31.12.2016

nº Nível Valor contábil Valor justo Valor contábil Valor justo

Ativos Financeiros

Valor justo por meio do resultado - mantido para negociação

Caixa e equivalentes de caixa (a) 5 1 982.073 982.073 1.480.727 1.480.727

Títulos e valores mobiliários (b) 6 1 3.385 3.385 2.565 2.565


1.276.501 1.276.501 1.816.941 1.816.941

Empréstimos e recebíveis

Cauções e depósitos vinculados (a) 1.294 1.294 2.000 2.000

Clientes (a) 7 2.488.141 2.488.141 3.107.889 3.107.889

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (d) 8 1.522.735 1.610.269 1.383.242 1.343.497

Ativos financeiros setoriais (a) 9 - - 1.045.662 1.045.662

Contas a receber vinculadas à concessão (e) 10 2.612.418 2.612.418 943.473 943.473

Contas a receber vinculadas à concessão - bonificação de outorga (f) 10 586.706 673.545 - -

Estado do Paraná - Programas do Governo (a) 15.1 155.141 155.141 187.048 187.048

Caução STN (c) 23.1 73.074 47.166 86.137 51.414

7.439.509 7.587.974 6.755.451 6.680.983

Disponíveis para venda



Contas a receber vinculadas à concessão (g) 10 3 614.806 614.806 424.140 424.140

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão (h) 11 3 67.401 67.401 219.556 219.556

Outros investimentos (i) 1 - - 17.626 17.626

885.273 885.273 822.499 822.499

Total dos ativos financeiros 9.601.283 9.749.748 9.394.891 9.320.423

Passivos Financeiros

Outros passivos financeiros

Passivos financeiros setoriais (a) 9 278.992 278.992 - -

Parcelamento junto a Receita Federal do Brasil (c) 13.3 198.527 183.573 193.739 171.119

Fornecedores (a) 22 1.292.350 1.292.350 1.619.049 1.619.049

Empréstimos e financiamentos (c) 23 4.046.293 3.677.926 4.077.060 3.539.257

Debêntures (j) 24 4.790.809 4.790.809 3.683.928 3.683.928

Contas a pagar vinculadas à concessão (k) 28 565.542 640.839 535.665 651.403

Total dos passivos financeiros 11.172.513 10.864.489 10.109.441 9.664.756

Os diferentes níveis foram definidos conforme a seguir:

Nível 1 : obtidas de preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;

Nível 2 : obtidas por meio de outras variáveis além dos preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para o ativo ou passivo;

Nível 3 : obtidas por meio de técnicas de avaliação que incluem variáveis para o ativo ou passivo, mas que não têm como base os dados observáveis de mercado.

31.12.2015

Apuração dos valores justos

a) Equivalente ao seu respectivo valor contábil, em razão de sua natureza e prazo de realização.

b) Calculado de acordo com as informações disponibilizadas pelos agentes financeiros e pelos valores de

mercado dos títulos emitidos pelo governo brasileiro.

c) Utilizado como premissa básica o custo da última captação realizada pela Companhia, 124% do CDI

para desconto do fluxo de pagamentos esperado.

d) Utilizada como premissa a comparação com o título Notas do Tesouro Nacional - NTN-B, de longo

prazo e pós-fixado, a NTN-B Principal com vencimento em 15.08.2024, que paga em torno de 5,24%

a.a. mais IPCA.


F-115

e) Os critérios e as premissas estão divulgados na NE nº 4.4.9, concessão de transmissão.

f) Créditos a receber relacionados ao contrato de concessão de prestação de serviço de geração de

energia elétrica em regime de cotas, tendo seu valor justo calculado pelo fluxo de entradas de caixa

esperado, descontado à taxa estipulada no edital do leilão nº 12/2015 Aneel (9,04%), melhor taxa para

utilizar como referência de mercado para este direito.

g) Os critérios e as premissas estão divulgados na NE nº 4.4.9, concessão de distribuição. A mutação

ocorrida em 2016 está demonstrada na NE nº 10.1.

h) Os ativos de geração têm valores justos equivalentes aos valores contábeis, conforme NE nº 11.

i) Calculado conforme cotações de preços publicadas em mercado ativo.

j) Calculado conforme cotação do Preço Unitário - PU em 30.12.2016, obtido junto à Associação

Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiros e de Capitais - Anbima, líquido do custo financeiro a

amortizar.

k) Utilizada a taxa de desconto real e líquida, de 8,63% a.a., compatível com a taxa estimada pela

Companhia para projetos de longo prazo.

36.2 Gerenciamento dos riscos financeiros

A Companhia mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, responsável pelo desenvolvimento e

acompanhamento das políticas de gerenciamento de riscos e o assessoramento do Comitê de Auditoria, de

forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a proteção e valorização do seu patrimônio.

Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos resultantes de instrumentos financeiros:

36.2.1 Risco de crédito

Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma contraparte em um

instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.

Exposição ao risco de crédito 31.12.2016 31.12.2015

Caixa e equivalentes de caixa (a) 982.073 1.480.727

Títulos e valores mobiliários (a) 497.494 497.391

Cauções e depósitos vinculados (a) 74.368 88.137

Clientes (b) 2.488.141 3.107.889

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (c) 1.522.735 1.383.242

Ativos financeiros setoriais - 1.045.662

Contas a receber vinculadas à concessão (d) 3.227.224 1.367.613

Contas a receber vinculadas à concessão - bonificação de outorga (e) 586.706 -

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão (f) 67.401 219.556

Estado do Paraná - Programas do Governo (g) 155.141 187.048

9.601.283 9.377.265


F-116

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

praticamente todos os recursos em instituições bancárias federais. Excepcionalmente, por força legal

e/ou regulatória, a Companhia aplica recursos em bancos privados considerados de primeira linha.

b) Risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, resultantes da dificuldade de

recebimento de valores faturados a seus clientes. Tal risco está intimamente relacionado a fatores

internos e externos à Copel. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia atua na gerência das contas

a receber, detectando as classes de consumidores com maior possibilidade de inadimplência,

suspendendo o fornecimento de energia e implementando políticas específicas de cobrança, atreladas

a garantias reais ou fidejussórias para débitos superiores a R$ 200.

c) A Administração considera o risco deste crédito reduzido, visto que as amortizações são garantidas

com recursos oriundos de dividendos.

d) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, visto que os contratos firmados

asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder

Concedente, referente aos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados por

meio da tarifa até o vencimento da concessão, especificamente a atividade de transmissão, tendo em

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

Para o valor relativo aos ativos RBSE existentes em 31.05.2000, a Aneel publicou a Resolução

Normativa nº 589/2013, que trata da definição de critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição -

VNR. Tendo em vista que em 20.04.2016, por meio da Portaria MME nº 120, o Poder Concedente

definiu a forma e prazo de recebimento deste ativo regulamentado pela Resolução Normativa Aneel

nº 762/2017, a Administração considera como reduzido o risco de crédito.

e) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, visto que o contrato celebrado de

venda da energia por cotas garante o recebimento de uma Receita Anual de Geração - RAG garantida

que inclui a amortização anual deste valor durante o prazo da concessão.

f) Para os ativos de concessão de geração, a Aneel publicou a Resolução Normativa nº 596/2013, que

trata da definição de critérios para cálculo do VNR, para fins de indenização. Apesar do Poder

Concedente ainda não ter divulgado a forma do pagamento da remuneração dos ativos e de existirem

incertezas quanto a homologação dos investimentos realizados, a expectativa da Administração sobre a

indenização destes ativos indica a recuperabilidade dos saldos registrados em 31.12.2016.

g) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, uma vez que tratam-se de

programas específicos junto ao Governo do Estado, a destacar o Programa Luz Fraterna (NE nº 37.a).

36.2.2 Risco de liquidez

O Risco de Liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de recursos, caixa ou

outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.


F-117

A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e

instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de garantir o adequado

gerenciamento dos riscos.

Os investimentos são financiados por meio de dívidas de médio e longo prazos junto a instituições

financeiras e ao mercado de capitais.

São desenvolvidas projeções econômico-financeiras de curto, médio e longo prazos, as quais são

submetidas à apreciação pelos órgãos da Administração. Anualmente ocorre a aprovação do orçamento

empresarial para o próximo exercício.

As projeções econômico-financeiras de médio e longo prazos abrangem períodos mensais cobrindo os

próximos cinco anos. A projeção de curto prazo considera períodos diários cobrindo os próximos 90 dias.

A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio de controle do

fluxo de caixa, objetivando reduzir o custo de captação, o risco de renovação dos empréstimos e a

aderência à política de aplicações financeiras, mantendo-se um nível de caixa mínimo.

A tabela a seguir demonstra valores esperados de liquidação, não descontados, em cada faixa de tempo.

As projeções foram efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos

instrumentos financeiros, previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório Focus, do

Banco Central do Brasil, que fornece a expectativa média de analistas de mercado para tais indicadores

para o ano corrente e para o ano seguinte. A partir de 2019, repetem-se os indicadores de 2018 até o

horizonte da projeção.

Menos 1 a 3 3 meses Mais de Passivo

Juros (a) de 1 mês meses a 1 ano 1 a 5 anos 5 anos To tal

31.12.2016

Empréstimos e financiamentos NE nº 23 90.265 164.214 1.588.764 1.873.952 1.556.703 5.273.898

Debêntures NE nº 24 8.725 19.929 1.545.694 4.147.064 583.869 6.305.281

Contas a pagar vinculadas à Tx. Retorno +

concessão IGP-M e IPCA 5.494 10.988 50.331 300.343 1.850.518 2.217.674

Eletrobras - Itaipu Dólar - 193.346 893.025 5.104.889 2.698.195 8.889.455

Outros fornecedores - 1.106.430 21.619 124.060 40.239 2 1.292.350

Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 1.497.009 3.129.899 17.686.276 94.007.720 116.320.904

Parcelamento junto a Receita

Federal do Brasil Selic 5.133 10.392 48.578 161.534 - 225.637

Passivos Financeiros Setoriais Selic 13.071 26.537 125.315 144.590 - 309.513

1.229.118 1.944.034 7.505.666 29.458.887 100.697.007 140.834.712

31.12.2015

Empréstimos e financiamentos NE nº 23 78.969 86.071 473.032 3.546.135 2.023.379 6.207.586

Debêntures NE nº 24 6.277 13.735 1.313.062 3.485.797 205.515 5.024.386

Contas a pagar vinculadas à Tx. Retorno +

concessão IGP-M e IPCA 4.978 9.958 46.687 287.316 2.001.514 2.350.453

Eletrobras - Itaipu Dólar - 210.867 988.015 5.774.563 5.047.764 12.021.209

Outros fornecedores - 1.138.130 228.200 230.316 22.403 - 1.619.049

Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 1.278.480 3.629.110 21.371.882 112.292.091 138.571.563

Parcelamento junto a Receita Federal do Brasil Selic 3.764 7.641 36.228 191.659 - 239.292

1.232.118 1.834.952 6.716.450 34.679.755 121.570.263 166.033.538

(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada.


F-118

Em 31.12.2016, a Copel apresentou um capital circulante líquido negativo de R$ 1.253.046, decorrentes

principalmente da redução do ativo circulante em virtude da realização de ativos setoriais repassados à

tarifa, somado ao fato de maior concentração de dívidas de curto prazo. A Administração, quando da

definição do orçamento empresarial para o exercício de 2017, definiu ações para equacionamento da

capacidade financeira de curto prazo, preservando os programas de investimentos da Companhia, no

entanto, em patamares inferiores aos verificados em 2016, conforme observado na proposta de orçamento

de capital para o exercício de 2017, bem como buscando o alongamento da dívida.

Conforme divulgado nas NEs nºs 23.5 e 24.3, a Companhia e suas controladas têm empréstimos,

financiamentos e debêntures com cláusulas contratuais restritivas (covenants) que podem exigir a

antecipação do pagamento destas obrigações.

36.2.3 Risco de mercado

Risco de mercado é o risco de que o valor justo ou os fluxos de caixa futuros de instrumento financeiro

oscilem devido a mudanças nos preços de mercado, tais como as taxas de câmbio, taxas de juros e preços

de ações. O objetivo do gerenciamento desse risco é controlar as exposições, dentro de parâmetros

aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno.

a) Risco cambial - dólar norte-americano

Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio que reduzam

saldos ativos ou aumentem saldos passivos em moeda estrangeira.

A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a operações com

derivativos de câmbio. A Companhia mantém monitoramento das taxas cambiais.

O efeito da variação cambial decorrente do contrato de compra de energia da Eletrobras (Itaipu) é

repassado no próximo reajuste tarifário da Copel DIS.

O risco cambial na compra de gás decorre da possibilidade de a Compagás computar prejuízos decorrentes

de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando o valor em reais das contas a pagar sobre o gás adquirido

da Petrobras. Este risco é mitigado pelo monitoramento e repasse da variação de preços aos clientes via

tarifa, quando possível. A Compagás mantém monitoramento permanente dessas flutuações.

Análise de sensibilidade do risco cambial

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto da depreciação

cambial do Dólar Norte-Americano sobre seus Empréstimos e Financiamentos expostos a tais riscos.


F-119

Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2016 e para

o cenário provável considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio – fim de período (R$/US$

3,29) prevista na mediana das expectativas de mercado para 2017 do Relatório Focus do Bacen de

17.03.2017. Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%,

respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no

Cenário Provável.

. Base Cenários projetados - dez.2017

Risco cambial Risco 31.12.2016 Provável Adverso Remoto

Ativos financeiros

Caução STN (garantia de empréstimo STN) Baixa do dólar 73.074 672 (17.764) (36.201)

. 73.074 672 (17.764) (36.201)

Passivos financeiros

Empréstimos e financiamentos

STN Alta do dólar (90.505) (833) (23.667) (46.502)

Fornecedores

Eletrobrás (Itaipu) Alta do dólar (198.358) (1.825) (51.871) (101.917)

Petrobras (aquisição de gás pela Compagás) Alta do dólar (132.985) (1.224) (34.776) (68.328)

(421.848) (3.882) (110.314) (216.747)

Além da análise de sensibilidade, a Companhia avalia seus instrumentos financeiros considerando os

possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos riscos avaliados pela Administração da

Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme sugerido pelo IFRS 7 - Instrumentos

Financeiros: Evidenciação. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros

em aberto em 31.12.2016, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores mencionados na

coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas utilizadas pela

Companhia são próximas às descritas anteriormente.

b) Risco de taxa de juros e variações monetárias

Risco de a Companhia incorrer em perdas, por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros

indexadores, que diminuam as receitas financeiras ou aumentem as despesas financeiras relativas aos

ativos e passivos captados no mercado.

A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir este risco, mas vem monitorando

continuamente as taxas de juros e indexadores de mercado, a fim de observar eventual necessidade de

contratação.

Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e variações monetárias

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto de taxas de juros

pós-fixadas e de variações monetárias sobre seus ativos e passivos financeiros expostos a tais riscos.

Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2016 e para

o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores: CDI/Selic – 9,00%, IPCA –

4,15%, IGP-DI – 4,34%, IGP-M – 4,52% e TJLP – 7,50%, previstos na mediana das expectativas de

mercado para 2017 do Relatório Focus do Bacen de 17.03.2017.


F-120

Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no

fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.

. Base Cenários projetados - dez.2017

Risco de taxa de juros e variações monetárias Risco 3 1.12.2016 Provável Adverso Remoto

Ativos financeiros

Títulos e valores mobiliários Baixa CDI/SELIC 497.494 44.774 33.581 22.388

Cauções e depósitos vinculados Baixa CDI/SELIC 1.294 117 87 59

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná Baixa IGP-DI 1.522.735 66.087 49.565 33.043

Contas a receber vinculadas à concessão Baixa IPCA 3.813.930 158.278 118.709 79.139

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão Indefinido (a) 67.401 - - -

Estado do Paraná - Programas do Governo Risco reduzido 155.141 - - -

6.057.995 269.256 201.942 134.629

Passivos financeiros

Empréstimos e financiamentos

Banco do Brasil Alta CDI (1.475.411) (132.787) (165.984) (199.180)

BNDES Alta TJLP (1.692.775) (126.958) (158.698) (190.437)

Notas promissórias Alta CDI (581.909) (52.372) (65.465) (78.558)

Banco do Brasil - Repasse de recursos do BNDES Alta TJLP (128.721) (9.654) (12.068) (14.481)

Eletrobrás - RGR, Caixa Econômica Federal e Finep Sem Risco (76.972) - - -

Debêntures Alta CDI/SELIC (4.271.453) (384.431) (480.538) (576.646)

Debêntures Alta IPCA (325.965) (13.528) (16.909) (20.291)

Debêntures Alta TJLP (193.391) (14.504) (18.130) (21.756)

Passivos financeiros setoriais Alta Selic (278.992) (25.109) (31.387) (37.664)

Parcelamento junto a Receita Federal do Brasil Alta Selic (198.527) (17.867) (22.334) (26.801)

Contas a pagar vinculadas à concessão Alta IGP-M (518.372) (27.007) (33.759) (40.511)

Contas a pagar vinculadas à concessão Alta IPCA (47.170) (1.958) (2.447) (2.936)

. (9.789.658) (806.175) (1.007.719) (1.209.261)

(a) Avaliação do risco ainda carece de regulamentação por parte do Poder Concedente.

Além da análise de sensibilidade, a Companhia avalia seus instrumentos financeiros considerando os

possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos riscos avaliados pela Administração da

Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme sugerido pelo IFRS 7. Baseado na posição

patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em 31.12.2016, estima-se que esses

efeitos seriam próximos aos valores mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima,

uma vez que as premissas utilizadas pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.

36.2.4 Risco quanto à escassez de energia

Aproximadamente 61,0% da capacidade instalada no país atualmente é proveniente de geração hidrelétrica,

o que torna o Brasil e a região geográfica em que operamos sujeitos a condições hidrológicas que são

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

podem causar, entre outras coisas, a implementação de programas abrangentes de economia de

eletricidade, tais como uma racionalização ou até uma redução obrigatória de consumo, que é o caso de um

racionamento.


F-121

A partir de 2014, os reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste enfrentaram

situações climáticas adversas, levando os órgãos responsáveis pelo setor a adotarem medidas de

otimização dos recursos hídricos para garantir o pleno atendimento à carga.

A crise econômica pela qual o país está passando teve um reflexo significativo no consumo de energia

elétrica, praticamente estagnando o seu crescimento nos últimos 2 anos, sendo determinante para evitar

uma maior dificuldade no atendimento pleno do mercado.

Em relação ao curto prazo, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE informou que o risco de

qualquer déficit de energia está dentro margem de segurança. O mesmo posicionamento é adotado pelo

ONS em relação ao risco de déficit no médio prazo, conforme apresentado no PEN 2016 - Plano da

Operação Energética 2016-2020.

Embora os estoques armazenados nos reservatórios não sejam os ideais, sob o ponto de vista dos órgãos

reguladores, quando combinados com outras variáveis, como o menor crescimento do consumo, são

suficientes para manter o risco de déficit dentro da margem de segurança estabelecida pelo Conselho

Nacional de Política Energética - CNPE (risco máximo de 5%) em todos os subsistemas.

36.2.5 Risco quanto aos impactos do GSF

O Mecanismo de Realocação de Energia - MRE é um sistema de redistribuição de energia gerada,

característico do setor elétrico brasileiro, que tem sua existência pelo entendimento, à época, na

necessidade de uma operação centralizada associada a um preço ótimo calculado centralmente, conhecido

como PLD. Como os geradores não possuem controle sobre a sua produção, cada usina recebe uma

determinada quantidade virtual de energia à qual pode ser comprometida por meio de contratação bilateral.

Este valor, que possibilita registros de contratos bilaterais, é conhecido como Garantia Física -GF e, assim

como o PLD, também é calculado centralmente.

Mensalmente, a GF comprometida com contratos bilaterais necessita ser lastreada por geração de energia

elétrica. Isto é realizado, basicamente, através de alocação de energia gerada recebida do MRE ou compra

de geração valorada ao PLD. O GSF é a relação entre toda a geração hidrelétrica dos participantes do MRE

e o somatório da GF de todas as usinas do MRE. Basicamente, o GSF é utilizado para calcular quanto cada

usina receberá de geração para lastrear sua GF. Assim, conhecendo o GSF de um dado mês a empresa

poderá saber se necessitará lastrear seus contratos bilaterais via compras ao PLD.

Sempre que a multiplicação do GSF pela GF for menor que o somatório dos contratos bilaterais, as

empresas necessitarão comprar a diferença no curto prazo. No entanto, para o situação da multiplicação do

GSF pela GF ser maior que os contratos bilaterais, a empresa recebe a diferença ao PLD.

As baixas afluências registradas, desde 2014, bem como problemas com atrasos na expansão do sistema

de transmissão tiveram como consequência baixos valores de GSF, resultando em fortes perdas para as

empresas detentoras de empreendimentos hidroelétricos participantes do MRE.


F-122

Para as usinas com contratos no Ambiente de Contratação Livre - ACL, a principal forma de gerenciar o

risco de GSF baixo é não comprometer toda a GF com contratos bilaterais, atualmente é abordagem

adotada pela Copel.

Para os contratos no ACR, a Lei nº 13.203/2015, permitiu aos geradores contratarem um seguro, junto à

carga, mediante pagamento de um Prêmio de Risco. A Copel adotou esta abordagem para proteção dos

contratos vinculados a energia produzida pelas UHEs Mauá, Foz do Areia, Santa Clara e Fundão.

Para o segmento de distribuição, os efeitos do GSF são percebidos nos custos dos contratos por

disponibilidade, bem como nos custos associados à cotas de Itaipu, Angra e das usinas cujas concessões

foram renovadas de acordo com a Lei 12.783/2013. Trata-se, contudo, de um risco financeiro, uma vez que

é garantida a neutralidade das despesas com a compra de energia, por meio de repasse tarifário.

36.2.6 Risco de não prorrogação das concessões de geração e transmissão

A Copel GeT protocolou, em 24.03.2017, junto à Aneel, sua intenção em prorrogar a outorga da concessão

de geração da UTE Figueira, ressaltando, porém, que firmará os necessários contratos e/ou aditivos,

somente após conhecer e aceitar os termos contratuais e as regras que orientarão todo processo

relacionado à prorrogação da outorga. Para as demais usinas, a data limite para se manifestar pela

prorrogação ou não das concessões de geração estão demonstradas a seguir:

UsinaData limite para

manifestação

UHE Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 17.09.2018

UHE Apucaraninha 12.10.2020

UHE Chaminé 16.08.2021

UHE Guaricana 16.08.2021

Essas usinas representam uma Garantia Física de 620,69 MWmédios. Atualmente, a prorrogação das

concessões de geração, transmissão e distribuição alcançadas pelos artigos 17, 19 e 22 da Lei

nº 9.074/1995 é disciplinada pela Lei nº 12.783/2013. Segundo esta lei, a prorrogação é facultada à

aceitação expressa das condições daquela Lei, tais como: (i) receita fixada conforme critérios estabelecidos

pela Aneel; (ii) alteração da remuneração de preço para tarifa calculada pela Aneel para cada usina; (iii)

alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina às concessionárias e

permissionárias de serviço público de distribuição; (iv) submissão aos padrões de qualidade do serviço

fixados pela Aneel; e (v) concordância com os valores estabelecidos como indenização dos ativos

vinculados à concessão.

As concessões de geração de energia hidrelétrica, transmissão e distribuição de energia elétrica poderão

ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 anos. Contudo, para

as concessões de geração de energia termelétrica, o prazo de prorrogação ficou limitado a até 20 anos.


F-123

O atual regramento regulatório também define que a concessionária tem um prazo de antecedência para

solicitar a prorrogação da concessão de até 60 meses da data final do contrato ou ato de outorga para

usinas de geração de energia hidrelétrica, transmissão e distribuição de energia elétrica e de 24 meses para

as usinas de geração termelétricas.

Também é definido que, se o concessionário optar pela prorrogação da concessão, o Poder Concedente

poderá antecipar os efeitos da prorrogação em até 60 meses do advento do termo contratual ou do ato de

outorga, inclusive, definindo a tarifa ou receita inicial.

A Companhia procederá análises para a tomada de decisão em optar ou não pela prorrogação das

concessões das usinas, frente as condições impostas pelo Poder Concedente, visando a preservação de

seus níveis de rentabilidade.

No caso de não antecipação da prorrogação, o Poder Concedente licitará as concessões na modalidade

leilão ou concorrência, por até 30 anos, considerando no julgamento da licitação o menor valor de tarifa e a

maior oferta de pagamento da bonificação pela outorga.

Em 2012, a Copel GeT prorrogou o Contrato de Concessão de Transmissão n° 060/2001, estendendo sua

principal concessão de transmissão até 31.12.2042.

Em 2016, após ter vencido a licitação promovida pela Aneel, a Copel GeT teve renovada até 05.01.2046 a

concessão da UHE Governador Parigot de Souza, com capacidade instalada de 260 MW e garantia física

de 109 MWmédios.

36.2.7 Risco de não prorrogação da concessão de distribuição

Recentemente, nos termos do aditivo ao contrato de concessão nº 46/1999 da Copel DIS, a concessão foi

prorrogada, condicionada à parâmetros de qualidade e eficiência na prestação do serviço de distribuição,

mensurados por indicadores que consideram a duração e a frequência das interrupções do serviço (DECi e

FECi) e a eficiência na gestão econômica e financeira da empresa.

O Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão impõe condicionantes de eficiência econômico-

financeira e de qualidade. O descumprimento das condições por dois anos consecutivos ou de quaisquer

dos limites ao final do período dos primeiros cinco anos acarretará na extinção da concessão. A partir do

sexto ano subsequente à celebração do contrato, o descumprimento dos critérios de qualidade por três

anos consecutivos ou de gestão econômico-financeira por dois anos consecutivos implicará na abertura do

processo de caducidade. Adicionalmente, o descumprimento das metas globais de indicadores de

continuidade coletivos por dois anos consecutivos ou três vezes em cincos anos, poderá suscitar na

limitação de distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre capital próprio, enquanto que o

descumprimento dos indicadores de sustentabilidade econômico-financeira refletirá na necessidade de

aporte de capital dos acionistas controladores.


F-124

A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel DIS nos primeiros cinco anos da renovação:

Ano Gestão Econômico-Financeira DECi (b) FECi (b) DECi (b) FECi (b)

2016 13,61 9,24 10,82 7,23

2017 LAJIDA ≥ 0 12,54 8,74 - -

2018 LAJIDA (-) QRR ≥ 0 (c) 11,23 8,24 - -

2019 {Dívida Líquida / [LAJIDA (-) QRR]} ≤ 1 / (0,8 * SELIC) (c) (d) 10,12 7,74 - -

2020 {Dívida Líquida / [LAJIDA (-) QRR]} ≤ 1 / (1,11 * SELIC) (c) (d) 9,83 7,24 - -

(d) Selic: limitada a 12,87% a.a.

Qualidade (limite estabelecido) (a) Qualidade (reali zado)

(a) Conforme NT 0335/2015 Aneel.(b) DECi - Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora; e FECi - Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora.

(c) QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Será o valor definido na última Revisão Tarifária Periódica - RTP, acrescido do IGP-M entre o mês anterior ao da RTP e o mês anterior ao do período de 12 meses da aferição de sustentabilidade econômico-financeira.

36.2.8 Risco de sobrecontratação e subcontratação de energia elétrica

O processo de compra de energia elétrica pelas distribuidoras é regulado pela Lei 10.848/2004 e pelo

Decreto nº 5.163/2004, que determinam que estas devem adquirir o volume necessário para o atendimento

de 100% de seu mercado, através de leilões do ACR.

A verificação sobre a contratação da totalidade do mercado é realizada observando-se o período

compreendido pelo ano civil, sendo que a diferença entre os custos remunerados pela tarifa e os

efetivamente realizados com a compra de energia são integralmente repassados aos consumidores cativos,

desde que: (i) apresente nível de contratação entre 100% e 105% do seu mercado; (ii) apresente nível

inferior a 100% - tendo, portanto, ficado exposta ao risco de compra de energia ao PLD, caso seja

reconhecida a condição de subcontratação involuntária; e (iii) a distribuidora apresente nível superior a

105% - tendo, portanto, ficado exposta ao risco de venda de energia ao PLD, caso seja reconhecida a

condição de sobrecontratação involuntária.

Ou seja, ainda que as distribuidoras apurem níveis de contratação inferiores ou superiores aos limites

regulatórios, existe a garantia de neutralidade caso se identifique que tal violação decorre de

acontecimentos extraordinários e imprevisíveis, que não permite gerenciamento.

Por outro lado, caso a violação dos limites de contratação seja decorrente de ações voluntárias das

distribuidoras, estas ficarão sujeitas ao risco da exposição do mercado de curto prazo, que poderá se

revelar vantajoso ou prejudicial conforme o valor do PLD.

No ano de 2016, as distribuidoras vivenciaram um cenário de sobrecontratação generalizada, sendo que a

maioria das empresas apuraram nível de contratação superior a 105%, decorrente de fatores econômicos

como a queda do consumo relacionada a crise do país, e setoriais, a alocação de Contratos de Cotas de

Garantia Física e a migração dos consumidores especiais para o mercado livre.

No que tange as questões setoriais, por meio da Resolução Normativa nº 706/2016, a Aneel reconheceu

como sobrecontratação involuntária a alocação de cotas de garantia física das usinas hidrelétricas

enquadradas na Lei nº 12.783/2013, acima do montante de reposição das distribuidoras.


F-125

Para o reconhecimento da sobrecontratação decorrente da migração de consumidores especiais para o

ACL, em 27.06.2016, como resultado parcial da Audiência Pública 85/2013, foi publicada a Resolução

Normativa nº 726/2016. Naquela ocasião, a Aneel confirmou o direito das distribuidoras de devolverem o

volume de energia descontratada por consumidores especiais, amparada pelos Pareceres

n° 260/2012/PFANEEL/PGF/AGU e n° 219/2016/PFANEEL/PGF/AGU, bem como pelas Notas Técnicas

NT n° 66/2012-SEM/ANEEL e NT n° 46/2016-SRM/ANEEL.

Não obstante, a Diretoria Colegiada da Aneel estabeleceu que esta possibilidade seria aplicável apenas aos

contratos de energia existente celebrados após a publicação da referida resolução, seguindo assim o voto

da Relatoria, que justificou tal proposta evocando princípios de segurança jurídica e estabilidade regulatória.

Entretanto, pelo fato de não ser objeto da Audiência Pública e também por julgar impróprio o julgamento

desta questão de forma generalizada, a Aneel, entendeu que as distribuidoras eventualmente interessadas

deveriam solicitar individualmente o reconhecimento da respectiva exposição involuntária, demonstrando a

utilização das demais possibilidades à sua disposição.

A Copel DIS realizou todos os esforços possíveis, previstos em regulamento, para mitigar a

sobrecontratação gerada pela migração de consumidores especiais para o mercado livre e solicitou junto à

Aneel que eventual sobrecontratação relativo a esse tema fosse considerada como involuntária,

principalmente suportado no Parecer nº 219/2016/PFANEEL/PGF/AGU, que abarcou explicitamente os

consumidores especiais ao artigo 29, inciso I, do Decreto 5.163/2004.

36.2.9 Risco quanto à escassez de gás

Risco decorrente de eventual período de escassez no fornecimento de gás natural, para atender às

atividades relacionadas à distribuição de gás e geração de energia termelétrica.

Um período prolongado de escassez de gás poderia impactar em perdas em razão da redução de receitas

das controladas Compagás e UEG Araucária.

36.3 Gerenciamento de capital

A Companhia busca conservar uma sólida base de capital para manter a confiança do investidor, credor e

mercado e garantir o desenvolvimento futuro dos negócios. Procura manter um equilíbrio entre os mais altos

retornos possíveis com níveis adequados de empréstimos e as vantagens e a segurança proporcionadas

por uma posição de capital saudável. Assim, maximiza o retorno para todas as partes interessadas em suas

operações, otimizando o saldo de dívidas e patrimônio.


F-126

A Companhia monitora o capital usando um índice representado pela dívida líquida consolidada ajustada,

dividido pelo lucro antes dos juros, imposto de renda, depreciação e amortização - Lajida (earnings before

interest, taxes, depreciation and amortization - Ebitda) consolidado, ajustado dos últimos dozes meses. A

meta corporativa estabelecida no planejamento estratégico prevê a manutenção anual do índice abaixo de

3,5, sendo que a eventual expectativa de não conformidade daquele indicador enseja ações por parte da

administração no intuito de corrigir o curso das apurações até o final de cada exercício. Em 31.12.2016, o

índice realizado está demonstrado a seguir.

31.12.2016

Empréstimos e financiamentos 4.046.293

Debêntures 4.790.809

Avais e fianças 1.373.064

(-) Caixa e equivalentes de caixa (982.073)

(-) Títulos e valores mobiliários (circulante) (302.398)

(-) Títulos e valores mobiliários - Disponíveis para venda (não circulante) (188.461)

(-) Caução STN (73.074)

Dívida líquida ajustada 8.664.160

Lucro líquido 947.790

IRPJ e CSLL diferidos (58.754)

Provisão para IRPJ e CSLL 589.322

Despesas (receitas) financeiras, líquidas 565.744

Depreciação e Amortização 708.296

Ebitda 2.752.398

Dívida Líquida Ajustada / Ebitda 3,15

O endividamento em relação ao patrimônio líquido é apresentado a seguir:

Endividamento 31.12.2016 31.12.2015

Empréstimos e financiamentos 4.046.293 4.077.060

Debêntures 4.790.809 3.683.928

(-) Caixa e equivalentes de caixa 982.073 1.480.727

(-) Títulos e valores mobiliários (circulante) 302.398 406.274

Dívida líquida 7.552.631 5.873.987

Patrimônio líquido 15.155.446 14.584.478

Endividamento em relação ao patrimônio líquido 0,50 0,40


F-127

37 Transações com Partes Relacionadas

Ativo Passivo Receita Custo / Despesa

Parte Relacionada / Natureza da operação 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015

Controlador

Estado do Paraná - dividendos - - 83.786 96.691 - - - -

Repasse CRC (NE nº 8) 1.522.735 1.383.242 - - 188.918 217.722 - -

Programa Luz Fraterna (a) 167.674 181.348 - - - - - -

Obras da Copa do Mundo de 2014 (NE nº 15.1.2) 14.266 14.266 - - - - - -

Programa Morar Bem Paraná (NE nº 15.1.3) 24.985 19.482 - - 5.502 19.482 - -

Empregados cedidos (b) 302 407 - - - - - -

Serviços de telecomunicações (c) 48.794 42.634 - - 29.763 29.456 - -

Entidades com influência significativa

BNDES e BNDESPAR - dividendos (d) - - 57.218 70.722 - - - -

Financiamentos (NE nº 23) - - 1.692.775 1.701.758 - - (149.794) (120.982)

Debêntures - Compagás (NE nº 24) - - 61.786 56.219 - - (2.883) (3.347)

Debêntures - eólicas (e) - - 295.188 - - - (14.415) -

Entidade controlada pelo Estado do Paraná

Sanepar (c) (f) 32 492 - 3 3.319 2.886 (1.455) (1.409)

Dividendos 16.817 6.202 - - - - - -

Empreendimentos controlados em conjunto

Dominó Holdings - dividendos 5.123 9.067 - - - - - -

Voltalia São Miguel do Gostoso - mútuo (NE nº 15.2) 28.968 25.237 - - 5.297 3.260 - -

Costa Oeste Transmissora de Energia (g) (h) (i) 72 - 73 44 848 726 (3.072) (3.815)

Dividendos 1.751 1.783 - - - - - -

Marumbi Transmissora de Energia (g) (i) 285 - 55 48 4.085 1.264 (900) (346)

Dividendos 3.845 3.101 - - - - - -

Caiuá Transmissora de Energia (g) (h) (i) 308 - 356 154 2.066 914 (15.595) (14.481)

Dividendos 1.991 2.634 - - - - - -

Integração Maranhense Transmissora (g) (i) - - 76 - - - (1.910) (1.878)

Dividendos 4.012 4.476 - - - - - -

Matrinchã Transmissora de Energia (g) (i) - - 326 55 - - (4.043) (444)

Dividendos 23.213 8.115 - - - - - -

Transmissora Sul Brasileira (g) (i) - - 149 140 - - (3.593) (2.952)

Guaraciaba Transmissora de Energia - dividendos 5.512 3.930 - - - - - -

Outros 1.246 21 173 - - - (1.249) -

Coligadas

Dona Francisca Energética S.A. (j) - - 1.436 1.304 - - (16.949) (30.556)

Foz do Chopim Energética Ltda. (c) (g) 161 - - - 2.178 1.913 - -

Sercomtel S.A. Telecomunicações (c) (k) 2.787 236 - - 8.210 5.788 (6) (6)

Pessoal chave da administração

Honorários e encargos sociais (NE nº 33.2) - - - - - - (26.021) (23.839)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 25) - - - - - - (1.403) (2.380)

Outras partes relacionadas

Fundação Copel (c) 52 44 - - 305 292 - -

Aluguel de imóveis administrativos - - 340 688 - - (13.519) (15.390)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 25) - - 769.865 594.660 - - - -

- -

Lactec (l) - - 1.743 938 - - (12.911) (14.752)


F-128

a) O Programa Luz Fraterna, instituído e alterado pelas leis estaduais nº 491/2003 e 17.639/2013, permite

ao Estado do Paraná quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses de baixa renda

(devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 120 kWh no mês. O

benefício é válido para ligações elétricas residenciais de padrão monofásico, ligações rurais

monofásicas e rurais bifásicas com disjuntor de até 50 ampères. Também é preciso que o titular não

tenha outra conta de luz no seu nome e não tenha débitos em atraso com a Copel DIS.

A partir de Agosto de 2016, foram realizadas quitações mensais de forma tempestiva, totalizando o

montante de R$ 17.085 em 2016, e está sendo avaliada a possibilidade de utilização de crédito

presumido de ICMS para quitação das faturas pendentes relativas a esse programa, como previsto no

Decreto nº 2.789 de 13.11.2015.

Do saldo em 31.12.2016, o valor de R$ 115.890 (R$ 153.300, em 31.12.2015) está contabilizado na

Controladora, na conta de Partes Relacionadas, conforme NE nº 15.1.1.

b) Ressarcimento do valor correspondente a remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao

Estado do Paraná. Os saldos apresentados são líquidos da PECLD, no valor de R$ 1.749, em

31.12.2016 (R$ 1.040, em 31.12.2015).

c) Receita proveniente de serviços de telecomunicações prestados pela Copel TEL.

d) O BNDES é controlador da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR que tem influência significativa

sobre a Copel (NE nº 31.1.1).

e) O BNDES e a BNDESPAR adquiriram o total das debêntures emitidas pelas controladas Nova Asa

Branca I, Nova Asa Branca II, Nova Asa Branca III, Nova Eurus IV e Ventos de Santo Uriel (NE nº 24).

f) Saneamento básico prestado pela Sanepar.

g) Encargos de uso do Sistema de Transmissão e receita proveniente de contratos de operação e

manutenção e de prestação de serviço de engenharia com a Copel GeT.

h) A Copel DIS mantém com as empresas Costa Oeste Transmissora de Energia e Caiuá Transmissora

de Energia Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT, com vencimento até a extinção

da concessão da distribuidora ou da transmissora, o que ocorrer primeiro.

i) A Copel DIS mantém Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - Cust com o ONS e com as

concessionárias de transmissão de energia, o qual tem por objeto a contratação do Montante de Uso do

Sistema de Transmissão - Must. A contratação é de caráter permanente e é regulamentada pela

Resolução Normativa Aneel nº 666/2015. Os montantes são definidos para os quatro anos

subsequentes, com revisões anuais.

j) Contrato de compra e venda de energia, realizado entre a Dona Francisca Energética e a Copel GeT,

com vencimento em 31.03.2025.


F-129

k) Contrato de compartilhamento de postes, realizado entre a Sercomtel S.A. Telecomunicações e a Copel

DIS, com vencimento em 28.12.2018.

l) O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec é uma Organização da Sociedade Civil de

Interesse Público - Oscip, na qual a Copel é uma associada. O Lactec mantém contratos de prestação

de serviços e de pesquisa e desenvolvimento com a Copel GeT e com a Copel DIS, submetidos a

controle prévio ou a posteriori, com anuência da Aneel.

Os saldos do ativo referem-se a P&D e PEE, contabilizados no Circulante, na conta Serviços em curso,

na qual devem permanecer até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.

Os valores decorrentes das atividades operacionais da Copel DIS com as partes relacionadas são faturados

de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.

37.1 Avais e garantias concedidos às partes relac ionadas

Os avais e garantias concedidos pela Copel às suas controladas na emissão de financiamentos e de

debêntures são informados nas NEs nºs 23 e 24.

A Copel forneceu garantias financeiras, na modalidade de carta fiança corporativa, para contratos de

compra de energia elétrica efetuados pela Copel GeT, em maio de 2015, no total de R$ 3.052 e efetuados

pela Copel Energia, em novembro de 2016, no total de R$ 16.406.

Os avais e garantias concedidos pela Copel e pela Copel GeT na emissão de financiamentos, de

debêntures e de contratos de seguros dos empreendimentos controlados em conjunto são informados a

seguir:


F-130

Data da Vencimento Valor Saldo % Valor

Empresa Operação emissão final aprovado 31.12.2016 participação aval/fiança

(1) Caiuá Transmissora Financiamento 23.12.2013 15.02.2029 84.600 78.020 49,0 38.230

(2) Costa Oeste Transmissora Financiamento 30.12.2013 15.11.2028 36.720 30.536 51,0 15.573

(3) Guaraciaba Transmissora Debêntures 28.09.2016 15.01.2031 440.000 388.456 49,0 190.343

(4) Integração Maranhense Financiamento 30.12.2013 15.02.2029 142.150 128.920 49,0 63.171

(5) Mata de Santa Genebra Debêntures 12.09.2014 30.06.2017 469.000 489.017 50,1 244.998

(6) Matrinchã Transmissora Financiamento 27.12.2013 15.05.2029 691.440 614.795 49,0 301.250

(7) Matrinchã Transmissora Debêntures 15.05.2016 15.06.2029 180.000 185.539 49,0 90.914

(8) Transmissora Sul Brasileira Financiamento 12.12.2013 15.07.2028 266.572 225.985 20,0 45.197

(9) Transmissora Sul Brasileira Debêntures 15.09.2014 15.09.2028 77.550 108.027 20,0 21.605

(10) Paranaíba Transmissora Financiamento 21.10.2015 15.10.2030 606.241 607.639 24,5 148.872

(11) Marumbi Transmissora Financiamento 06.10.2014 15.07.2029 55.037 48.361 80,0 38.689

(12) Voltalia São Miguel do Gostoso Part. S.A. (a) Debêntures 15.01.2016 15.12.2028 57.000 59.340 49,0 29.077

(13) Usina de Energia Eólica Carnaúba S.A. (a) Financiamento 24.08.2015 15.11.2031 74.000 59.155 49,0 28.986

(14) Usina de Energia Eólica Reduto S.A. (a) Financiamento 24.08.2015 15.11.2031 70.000 59.125 49,0 28.971

(15) Usina de Energia Eólica Santo Cristo S.A. (a) Financiamento 24.08.2015 15.11.2031 74.000 55.869 49,0 27.376

(16) Usina de Energia Eólica São João S.A. (a) Financiamento 24.08.2015 15.11.2031 68.000 56.367 49,0 27.620

(17) Cantareira Transmissora de Energia Cédula de crédito bancário 24.11.2016 22.02.2017 150.000 65.697 49,0 32.192

(a) Subsidiária integral da Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Instituição financeira financiadora:

BNDES: (1) (2) (3) (4) (6) (8) (11) (13) (14) (15) (16)

Destinação:

Programa Investimentos e/ou Capital de Giro.

Aval / Fiança:

Prestado pela Copel Geração e Transmissão: (1) (4)

Prestado pela Copel: (2) (3) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17)

Garantias da Operação:

Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão proporcional à participação nos empreendimentos: 49% (1) (3) (4) (6) (7) (17); 51% (2); 20% (8) (9); 24,5% (10); 80% (11)

Seguro Garantia de Fiel Cumprimento Término Importância % aval

Empresa da vigência segurada Copel GeT Valor do aval

Matrinchã Transmissora 28.02.2017 90.000 49,0 44.100

Guaraciaba Transmissora 30.05.2017 47.000 49,0 23.030

Paranaíba Transmissora 28.06.2017 48.000 24,5 11.760

Mata de Santa Genebra 26.05.2018 78.300 50,1 39.228

Cantareira Transmissora 30.11.2018 31.200 49,0 15.288


F-131

38 Seguros

A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada a

seguir:

Término Importância

Apólice da vigência segurada

Riscos Nomeados 24.08.2017 2.112.196

Riscos Operacionais - UHE Mauá - Consórcio Energético Cruzeiro do Sul 23.11.2017 799.290

Riscos Operacionais - UEG Araucária (a) 31.05.2017 714.564

Riscos Operacionais - Brisa Potiguar 29.12.2017 674.673

Incêndio - imóveis próprios e locados 24.08.2017 521.931

Riscos Operacionais - São Bento 29.12.2017 449.928

Garantia Judicial - Procuradoria Geral da Fazenda Nacional 11.05.2018 291.396

Multirriscos - Elejor 11.03.2017 197.800

Seguro D&O (a) 28.03.2017 81.478

Seguro Aeronáutico (casco e responsabilidade civil) (a) 30.01.2018 79.729

(a) Os valores das importâncias seguradas de Riscos Operacionais - UEG Araucária, do Seguro Aeronáutico e do Seguro D&O

foram convertidos de dólar para real com a taxa do dia 31.12.2016, de R$ 3,2591.

Além dos seguros relacionados, a Companhia contrata outras apólices de seguros com menores valores,

tais como: responsabilidade civil geral, garantia de pagamento, riscos diversos, transporte nacional e

internacional e seguro de vida.

Os seguros de garantia contratados pelas controladas e pelos empreendimentos controlados em conjunto

possuem como avalista a Copel, no limite de sua participação em cada empreendimento.

39 Eventos Subsequentes

39.1 Cédula de Crédito Bancário – CCB, do Banco d o Brasil

Em 24.02.2017, a Copel captou R$ 77.000, através de Cédula de Crédito Bancários, emitida pelo Banco do

Brasil, com remuneração de 124,5% das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros - DI de um dia,

com pagamento de juros semestrais, prazo de 3 anos e amortização no segundo e terceiro anos.


F-132

39.2 Avais concedidos a partes relacionadas

39.2.1 Cantareira Transmissora de Energia S.A.

Em janeiro de 2017, o BNDES realizou a primeira liberação de recursos financeiros, no montante de

R$ 285.000, do financiamento de longo prazo, contratado em dezembro de 2016, para implantação da linha

de transmissão entre Ibiraci/MG e Fernão Dias/SP, com 328 Km, pela Cantareira Transmissora de Energia.

O apoio financeiro será através do contrato de financiamento BNDES Finem, com valor total de R$ 426.833,

com prazo de 14 anos, remunerados pela variação do TJLP, acrescida de 2,12% a.a., e amortizações

mensais a partir de 15.10.2018. Foram prestadas as seguintes garantias: (i) o Contrato de Concessão; (ii)

as ações da SPE; (iii) os contratos de prestação de serviço de transmissão de energia; e (iv) uma fiança

bancária, com contragarantia da Copel, proporcional à participação acionária da Copel GeT no

empreendimento, de 49%.

39.2.2 Paranaíba Transmissora de Energia S.A.

Em 17.03.2017, a Paranaíba Transmissora de Energia concluiu a emissão de debêntures simples, na forma

do artigo 2º da Lei nº 12.431, de 24.06.2011 (“Debêntures de Infraestrutura”), não conversíveis em ações,

para oferta pública de distribuição com esforços restritos de colocação no âmbito da Instrução CVM

476/2009, no montante total de R$ 120.000. Foram emitidas 120.000 debêntures, com valor nominal unitário

de R$ 1 (um real), com prazo de 11 anos e 2 meses, amortização e juros semestrais, a partir de 15.09.2017.

As debêntures serão remuneradas com juros correspondentes à variação do IPCA, acrescidos de sobretaxa

de 6,9045% ao ano. Foram prestadas as seguintes garantias: (i) o Contrato de Concessão; (ii) as ações da

SPE; (iii) os contratos de prestação de serviço de transmissão de energia; e (iv) fianças corporativas dos

sócios, proporcionais à sua participação (24,5% participação da Copel GeT). Os recursos captados serão

destinados para a implantação do empreendimento.

40 Informações financeiras não consolidadas condens adas da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Como as informações financeiras não consolidadas condensadas requeridas pela Norma 12-04 do

Regulamento S-X não são requeridas para fins das normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS)

emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB, tal informação não foi incluída nas

demonstrações financeiras originais arquivadas na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) no Brasil em

28.03.2017. A fim de atender às exigências específicas da Securities and Exchange Comission (a “SEC”), a

administração incorporou as informações financeiras não consolidadas condensadas nestas demonstrações

financeiras como parte do Form 20-F. As informações financeiras não consolidadas condensadas da

Companhia Paranaense de Energia – COPEL de 31 de dezembro de 2016 e 2015 e para cada um dos dois

anos do período encerrado em 31.12.2016, apresentadas a seguir foram preparadas considerando as

mesmas políticas contábeis descritas nas Notas 3 e 4 das demonstrações financeiras consolidadas da

Companhia.


F-133

(a) Balanço Patrimonial em 31 de dezembro de 2016 e 2015

ATIVO 31.12.2016 31.12.2015Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 46.096 25.653 Títulos e valores mobiliários 149 168 Cauções e depósitos vinculados 128 132 Dividendos a receber 485.263 488.187 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - 111.663 Outros créditos 8.736 13.018 Imposto de renda e contribuição social 41.899 154.077 Outros tributos a recuperar 197 - Partes relacionadas 116.020 447

698.488 793.345 Não Circulante

Outros investimentos temporários 408.297 - Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 1.522.735 1.271.579 Depósitos judiciais 153.932 267.411 Imposto de renda e contribuição social 153.216 79.144 Imposto de renda e contribuição social diferidos 47.462 100.919 Outros tributos a recuperar 15 15 Partes relacionadas 220.661 297.237

2.506.318 2.016.305

Investimentos 14.111.959 14.140.573 Imobilizado 630 455 Intangível 3.168 3.046

14.115.757 14.144.074

TOTAL DO ATIVO 17.320.563 16.953.724

PASSIVO 31.12.2016 31.12.2015Circulante

Obrigações sociais e trabalhistas 5.573 15.436 Fornecedores 2.225 2.602 Outras obrigações fiscais 412 32.617 Empréstimos e financiamentos 453.288 61.788 Debêntures 351.148 19.497 Dividendos a pagar 256.426 310.020 Benefícios pós-emprego 188 21 Outras contas a pagar 579 232

1.069.839 442.213 Não Circulante

Outras obrigações fiscais 2.075 1.466 Empréstimos e financiamentos 562.072 969.412 Debêntures 665.951 996.590 Benefícios pós-emprego 3.517 7.795 Provisões para litígios 152.944 290.520

1.386.559 2.265.783 Patrimônio líquido

Capital social 7.910.000 6.910.000 Ajustes de avaliação patrimonial 998.466 1.177.372 Reserva legal 792.716 744.784 Reserva de retenção de lucros 5.162.983 5.413.572

14.864.165 14.245.728

TOTAL DO PASSIVO 17.320.563 16.953.724


F-134

(b) Demonstração do Resultado Para os exercícios fi ndos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014

OPERAÇÕES CONTINUADAS 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014Receitas (Despesas) Operacionais

Despesas gerais e administrativas (107.761) (123.717) (119.639) Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas 231.651 (3.586) (20.569) Resultado da equivalência patrimonial 902.731 1.385.624 1.410.276

1.026.621 1.258.321 1.270.068

Lucro antes do Resultado Financeiro e dos Tributos 1 .026.621 1.258.321 1.270.068

Resultado financeiroReceitas financeiras 321.056 245.347 202.208 Despesas financeiras (334.113) (314.101) (233.762)

(13.057) (68.754) (31.554)

Lucro Operacional 1.013.564 1.189.567 1.238.514

Imposto de renda e contribuição socialImposto de renda e contribuição social (4.882) (217) (38.258) Imposto de renda e contribuição social diferidos (50.032) 3.388 5.694

(54.914) 3.171 (32.564)

Lucro líquido do exercício 958.650 1.192.738 1.205.950

empresa controladora - em reais

Ações preferenciais classe "A" 3,6805 4,5781 4,6295 Ações preferenciais classe "B" 3,6805 4,5692 4,6299 Ações ordinárias 3,3459 4,1629 4,2090

(c) Demonstração do Resultado Abrangente Para os ex ercícios findos em 31 de dezembro de 2016,

2015 e 2014

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014 LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 958.650 1.192.738 1.205.950 Outros resultados abrangentes

Itens que não serão reclassificados para o resultad oGanhos (perdas) com passivos atuariais

benefícios pós-emprego 6.460 2.050 (3.712)benefícios pós-emprego - equivalência patrimonial (63.913) 289.082 94.425

Tributos sobre outros resultados abrangentes (2.196) (696) 1.262Itens que poderão ser reclassificados para o result adoGanhos com ativos financeiros disponíveis para venda 3.612 412 517Outros ajustes - controlada - - (1.282)Tributos sobre outros resultados abrangentes (1.229) 1 65

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos (57.266) 290.849 91.275

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 901.384 1.483.587 1.297.225


F-135

(d) Fluxo de Caixa Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014

31.12.2016 31.12.2015 31.12.2014

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.905.189 1.455.819 1.031.444

Fluxo de caixa das atividades de investimentoAplicações financeiras 23 (148) 34 Empréstimos concedidos a partes relacionadas 87.272 (36.800) - Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 5.112 15.359 - Aquisições de investimentos (1.489.563) (1.235.576) (827.437) Aquisições de imobilizado (224) (134) (294) Aquisições de Intangível (122) (292) (14.887)

Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de investimento (1 .572.046) (1.257.591) (842.584)

Fluxos de caixa das atividades de financiamentoIngressos de empréstimos e financiamentos - 640.005 - Ingressos de debêntures emitidas - - 1.000.000 Amortização de principal de empréstimos e financiamentos (6.000) (606.000) (80.600) Amortização de principal de obrigações com partes relacionadas - - (468.317) Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos (306.700) (241.442) (615.491)

Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de financiamento (3 12.700) (207.437) (164.408)

Aumento (decréscimo) líquido do caixa 20.443 (9.209) 24.452

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 25.653 34.862 10.410 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 46.096 25.653 34.862

Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015, recebemos R$ 2.006.220 e

R$ 1.738.989, respectivamente, dos dividendos e juros sobre capital próprio pagos pelas nossas Investidas.

Divulgações adicionais relativas à Companhia Paranaense de Energia – Copel referentes a informações

financeiras condensadas e consolidadas apresentadas acima são as seguintes:

Partes Relacionadas: A Companhia apresenta os seguintes saldos com partes relacionadas:

31.12.2016 31.12.2015 AtivosEstado do Paraná 130.156 167.566 Copel Distribuição 90.640 104.434 Copel Telecomunicações 85.421 - Voltalia 28.968 25.237 Copel Renováveis 955 312 Copel Energia 541 135

336.681 297.684


F-136

Investimentos: Em 31 de dezembro de 2016 e 2015, os investimentos em subsidiárias dividiam-se da

seguinte forma:

31.12.2016 31.12.2015 Copel Geração e Transmissão 8.060.462 6.905.421 Copel Distribuição 4.827.098 5.603.673 Copel Telecomunicações 446.155 508.874 Copel Energia 269.870 252.074 UEG Araucária 120.552 171.648 Outros investimentos 251.895 235.777

13.976.032 13.677.467

As informações referentes às controladas em conjunto, coligadas e outros investimentos estão

apresentadas conforme nota 17.1 – Mutação dos investimentos.

Dividendos a receber - Os dividendos a receber são detalhados a seguir: 31.12.2016 31.12.2015

Controladas e subsidiáriasCopel Geração e Transmissão 261.686 292.813 Copel Distribuição 149.500 133.950 Copel Telecomunicações 28.910 - Copel Comercialização 6.763 3.815 Compagás 600 2.794 Elejor 8.596 23.865 UEG Araucária 6.143 23.072 Nova Asa Branca I 114 114 Nova Asa Branca II 157 157 Nova Asa Branca III 75 75 Nova Eurus IV 48 48 Santa Maria 186 186 Santa Helena 214 214 Ventos de Santo Uriel 235 235

Empreendimentos controlados em conjuntoVoltália 1.032 128

Outros investimentosSanepar 20.275 6.202 Other investments 729 519

485.263 488.187


F-137

Provisões para contingências: Companhia Paranaense de Energia - Copel registrou reservas para

contingências relativas à COFINS e ao PIS/PASEP. As provisões para contingências são apresentadas

abaixo:

31.12.2016 31.12.2015 Regulatórias 15.121 14.109 Trabalhistas 18 29 Cíveis 20.578 5.652 Fiscais 117.227 270.730

152.944 290.520

Restrição à transferência de fundos de subsidiárias - As subsidiárias indicadas abaixo qualificam-se como

concessionárias de serviço público ou como produtores independentes de energia. Assim, todas as

transferências de fundos à respectiva controladora, na forma de empréstimos ou adiantamentos, precisam

de autorização da ANEEL. Essa restrição regulamentar não se aplica a dividendos em dinheiro fixados

conforme a Lei das Sociedades Anônimas.

Adicionalmente, a Copel Geração e Transmissão tem certas convenções de financiamento com o Banco

Nacional de Desenvolvimento ("BNDES") em que a aprovação do BNDES é necessária para Copel Geração

e Transmissão pagar dividendos em valores superiores a 30% de seu lucro líquido. Uma vez que o BNDES

sempre aprovou os pedidos da Copel Geração e Transmissão para pagar dividendos excedentes a 30% de

seu lucro líquido, esta restrição não afetou a capacidade da Copel Geração e Transmissão para pagar

dividendos em dinheiro ou a capacidade da empresa controladora de cumprir suas obrigações de caixa, a

gestão considera ser uma cláusula superficial.

Em 31 de dezembro de 2016, os ativos líquidos restritos totais das subsidiárias totalizavam R$ 13.570.024,

divididos conforme apresentado abaixo:

31.12.2016 Copel Geração e Transmissão S.A. 8.060.462 Copel Distribuição S.A. 4.827.098 UEG Araucária Ltda. 602.763 Centrais Elétricas Rio Jordão - Elejor 79.701

13.570.024

Anexo 1.1

ESTATUTO SOCIAL NOC 000100

Aprovado e consolidado pela 187ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, de 10.10.2013, alterado pela 190ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, de 23.04.2015, e pela 193ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, de 22.12.2016.

CNPJ: 76.483.817/0001-20

Inscr. Est.: 10.146.326-50

NIRE: 41300036535

Registro CVM: 1431-1

Registro SEC ON: 20441B308

Registro SEC PNB: 20441B407

Registro LATIBEX PNB: 29922

Rua Coronel Dulcídio, 800

Curitiba - Paraná - Brasil

CEP: 80420-170

e-mail: [email protected]

Web site: http://www.copel.com

Fone: (41) 3310-5050

Fax: (41) 3331-4145

i. e x e

Anexo 1.1

SUMÁRIO

CAPÍTULO I DA DENOMINAÇÃO, SEDE, FINS E DURAÇÃO .................................. 03

CAPÍTULO II DO CAPITAL E DAS AÇÕES .................................................................. 03

CAPÍTULO III DA ADMINISTRAÇÃO............................................................................. 05

Seção I ............................................................................................. 05

Seção II DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ............................. 05

Seção III DA DIRETORIA ................................................................... 06

Seção IV DAS NORMAS COMUNS AOS MEMBROS DO

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E

AOS MEMBROS DA DIRETORIA ....................................... 09

CAPÍTULO IV DO CONSELHO FISCAL ........................................................................ 09

CAPÍTULO V DA ASSEMBLEIA GERAL ...................................................................... 09

CAPÍTULO VI DO EXERCÍCIO SOCIAL ........................................................................ 10

CAPÍTULO VII DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS .......................................... 10

ANEXOS:

I. ALTERAÇÕES ESTATUTÁRIAS

II. EVOLUÇÃO DO CAPITAL

III. LEGISLAÇÃO

CONVENÇÕES:

AG: ASSEMBLEIA GERAL

AGE: ASSEMBLEIA GERAL EXTRAORDINÁRIA

JUCEPAR: JUNTA COMERCIAL DO ESTADO DO PARANÁ

DOE PR: DIÁRIO OFICIAL DO ESTADO DO PARANÁ

DOU: DIÁRIO OFICIAL DA UNIÃO

Observação: O texto original arquivado na Jucepar, sob o nº 17.340 (atual 41300036535), em 16.06.1955, e publicado no DOE PR de 25.06.1955.

CAPÍTULO I - DA DENOMINAÇÃO , SEDE, FINS E DURAÇÃO Art. 1º A Companhia Paranaense de Energia, abreviadamente "Copel", é uma sociedade

de economia mista por ações, de capital aberto, destinada a:

a) pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer fontes de energia provendo soluções para o desenvolvimento com sustentabilidade;

b) pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, a transformação, o transporte, o armazenamento, a distribuição e o comércio de energia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, de combustíveis e de matérias-primas energéticas;

c) estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservatórios, bem como outros empreendimentos, visando ao aproveitamento múltiplo das águas;

d) prestar serviços de informações e assistência técnica, quanto ao uso racional da energia, a iniciativas empresariais que visem à implantação e desenvolvimento de atividades econômicas de interesse para o desenvolvimento do Estado; e

e) desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a Copel e para o Estado do Paraná, ficando autorizada para estes fins e para os previstos nas alíneas “b” e “c”, a participar, majoritária ou minoritariamente, de consórcios ou companhias com empresas privadas.

§ 1º A Companhia reger-se-á pelo presente Estatuto Social e pela legislação aplicável;

§ 2º Para execução das atividades referidas neste artigo e das demais atividades necessárias à consecução dos fins sociais, a Companhia poderá participar de outras sociedades, observada a legislação aplicável; e

§ 3º com a admissão da Companhia no segmento especial de listagem da BM&FBOVESPA – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (“BM&FBOVESPA”), denominado Nível 1 de Governança Corporativa, sujeitam-se a Companhia, seus acionistas, Administradores e membros do Conselho Fiscal, às disposições do Regulamento de Listagem do Nível 1 (“Regulamento do Nível 1”).

Art. 2º A Companhia tem sede e foro na cidade de Curitiba, à Rua Coronel Dulcídio nº 800, podendo, entretanto, a critério da Diretoria, criar ou extinguir filiais, agências ou escritórios, nesta mesma cidade ou em qualquer outra parte do território nacional ou estrangeiro.

Art. 3º É indeterminado o prazo de duração da Companhia.

CAPÍTULO II - DO CAPITAL E DAS AÇÕES Art. 4º O capital social integralizado é de R$7.910.000.000,00 (sete bilhões, novecentos e

dez milhões de reais), representado por 273.655.375 (duzentos e setenta e três milhões, seiscentos e cinquenta e cinco mil e trezentas e setenta e cinco) ações, sem valor nominal, sendo 145.031.080 (cento e quarenta e cinco milhões, trinta e um mil e oitenta) ações ordinárias e 128.624.295 (cento e vinte e oito milhões, seiscentos e vinte e quatro mil, duzentas e noventa e cinco) ações preferenciais e, destas, 328.627 (trezentos e vinte e oito mil, seiscentas e vinte e sete) são ações classe “A” e 128.295.668 (cento e vinte e oito milhões, duzentos e noventa e cinco mil e seiscentas e sessenta e oito) são ações classe “B”.

§1º O capital social poderá ser aumentado, mediante deliberação do Conselho de Administração e independentemente de reforma estatutária, até o limite de 500.000.000 (quinhentos milhões) de ações.

§ 2º Os aumentos de capital poderão ser efetuados com a emissão de ações preferenciais classe “B”, sem guardar proporção com as classes existentes ou com as ações ordinárias, respeitando o limite estabelecido no parágrafo 2º do artigo 15 da Lei nº 6.404/76.

§ 3º As emissões de ações, bônus de subscrição, debêntures ou outros títulos mobiliários, até o limite do capital autorizado, poderão ser aprovadas com exclusão do direito de preferência, nos termos do artigo 172 da Lei nº 6.404/76.

§ 4º As debêntures poderão ser simples ou conversíveis em ações nos termos do artigo 57 da Lei nº 6.404/76.

Art. 5º As ações serão nominativas.

Art. 6º As ações preferenciais não terão direito a voto e serão de classes “A” e “B”.

§ 1º As ações preferenciais classe “A” terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos de 10% (dez por cento) ao ano, a ser entre elas rateados igualmente, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de ações, integralizado até 31 de dezembro do ano findo.

§ 2º As ações preferenciais classe “B” terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos, a serem entre elas rateados igualmente, correspondentes à parcela do valor equivalente a, no mínimo, 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 e seus parágrafos da Lei nº 6.404/76, calculada proporcionalmente ao capital próprio a esta espécie e classe de ações, integralizado até 31 de dezembro do ano findo.

§ 3º Os dividendos assegurados pelo parágrafo anterior às ações preferenciais classe “B” serão prioritários apenas em relação às ações ordinárias e somente serão pagos à conta dos lucros remanescentes depois de pagos os dividendos prioritários das ações preferenciais classe “A”.

§ 4º O dividendo a ser pago por ação preferencial, independente de classe, será, no mínimo, 10% (dez por cento) superior ao que for atribuído a cada ação ordinária, conforme o disposto no inciso II do parágrafo 1º do artigo 17 da Lei nº 6.404/76, com a redação determinada pela Lei nº 10.303, de 31.10.2001.

§ 5º As ações preferenciais adquirirão o direito de voto se, pelo prazo de 3 (três) exercícios consecutivos, não lhes forem pagos os dividendos mínimos a que fazem jus na forma dos parágrafos 1º, 2º e 3º deste artigo, observado o disposto em seu parágrafo 4º.

Art. 7º A Companhia poderá emitir títulos múltiplos de ações e cautelas que provisoriamente os representem. É facultada ao acionista a substituição de títulos simples de suas ações por títulos múltiplos, bem como converter, a todo tempo, estes naqueles, correndo por conta do interessado as despesas de conversão.

§ 1º As ações preferenciais classe “A” poderão ser convertidas em ações preferenciais classe “B”, vedada a conversão destas ações naquelas e a conversão de quaisquer ações preferenciais em ações ordinárias e vice-versa.

§ 2º Fica a Companhia autorizada a, mediante deliberação do Conselho de Administração, implantar o sistema de ações escriturais, a serem mantidas em contas de depósito, em instituição financeira autorizada.

§ 3º A Companhia poderá, mediante autorização do Conselho de Administração, adquirir suas próprias ações, observadas as normas estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários.

Art. 8º Nas Assembleias Gerais, cada ação ordinária dará direito a um voto.

CAPÍTULO III - DA ADMINISTRAÇÃO SEÇÃO I

Art. 9º A Companhia será administrada pelo Conselho de Administração e pela Diretoria.

Art. 10 A representação da Companhia é privativa da Diretoria.

SEÇÃO II

DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Art. 11 O Conselho de Administração será composto de 07 (sete) ou 09 (nove) membros, brasileiros, acionistas, residentes no País, eleitos pela Assembleia Geral, podendo dele fazer parte 02 (dois) Secretários de Estado e o Diretor Presidente da Companhia.

§ 1º Integrará obrigatoriamente o Conselho de Administração um empregado da Companhia, escolhido e indicado pelos demais na forma da legislação estadual pertinente.

§ 2º Os membros do Conselho de Administração terão mandato unificado de 02 (dois) anos, podendo ser reeleitos.

§ 3º No mínimo três membros do Conselho de Administração comporão o Comitê de Auditoria da Copel, o qual será regulado por regimento interno específico.

Art. 12 O Presidente do Conselho de Administração será indicado pelo acionista controlador, sendo substituído, em suas ausências e impedimentos, pelo Conselheiro escolhido por seus pares.

Art. 13 No caso de renúncia, ou vaga, no Conselho de Administração, os membros remanescentes designarão um substituto até que se realize a Assembleia Geral para preencher a vaga.

Art. 14 O Conselho de Administração reunir-se-á ordinariamente de três em três meses e extraordinariamente sempre que necessário, obedecida a convocação por seu Presidente, por carta, telegrama, fax ou e-mail, com antecedência mínima de 72 horas, funcionando com a presença de maioria simples de seus membros.

Art. 15 Compete ao Conselho de Administração:

I. fixar a orientação geral dos negócios da Companhia;

II. eleger, destituir, aceitar renúncia, substituir Diretores da Companhia e fixar-lhes as atribuições, na forma do presente Estatuto Social;

III. fiscalizar a gestão dos Diretores, examinar livros, documentos e atos obrigacionais da Companhia, como facultado em Lei;

IV. convocar, por seu Presidente ou Secretário Executivo, a Assembleia Geral;

V. dirigir, aprovar e revisar o plano anual dos trabalhos de auditoria interna, dos processos de negócio e da gestão da Companhia;

VI. manifestar-se sobre o relatório da administração e as contas da Diretoria;

VII. autorizar o lançamento e aprovar a subscrição de novas ações, na forma do § 2º do artigo 4º deste Estatuto Social, fixando todas as condições de emissão;

VIII. estabelecer critérios para a alienação e/ou cessão em comodato de bens do ativo permanente, a constituição de ônus reais e a prestação de garantias, quando o valor da operação ultrapassar a 2% (dois por cento) do patrimônio líquido e receber relatório da Diretoria sempre que o valor acumulado dessas

operações atingir 5% (cinco por cento), na forma do artigo 20, inciso IX, deste Estatuto Social;

IX. escolher e destituir auditores independentes;

X. decidir sobre outros casos que lhe forem submetidos pela Diretoria ou determinados pela Assembleia Geral;

XI. estabelecer critérios para a participação da Companhia em outras sociedades, recomendando a aprovação dessa participação pela Assembleia de acionistas quando for o caso, bem como fiscalizar as atividades pertinentes a tais participações;

XII. deliberar sobre a organização das sociedades das quais a Companhia participe;

XIII. deliberar sobre a cessação da participação da Companhia em outras sociedades; e

XIV. organizar os serviços de secretaria necessários ao apoio de suas atividades, que também colaborarão com a atuação do Conselho Fiscal, a critério deste, e por seu Presidente, designar e requisitar empregados da Companhia para exercê-los.

Parágrafo único: Serão arquivadas no Registro do Comércio e publicadas as atas das reuniões do Conselho de Administração que contiverem deliberações destinadas a produzir efeitos perante terceiros.

Art. 16 Compete ao Presidente do Conselho de Administração conceder licença a seus membros, presidir as reuniões, dirigir os trabalhos e proferir, além do voto pessoal, o de qualidade. As licenças do Presidente serão concedidas pelo Conselho.

SEÇÃO III

DA DIRETORIA

Art. 17 A Companhia terá uma Diretoria composta de 06 (seis) Diretores com funções executivas, todos residentes no País, brasileiros ou maioria de brasileiros, eleitos e destituíveis pelo Conselho de Administração, com mandato de 02 (dois) anos, permitidas, no máximo, 03 (três) reconduções consecutivas, sendo: 01 (um) Diretor Presidente; 01 (um) Diretor de Gestão Empresarial; 01 (um) Diretor de Finanças e de Relações com Investidores; 01 (um) Diretor Jurídico e de Relações Institucionais; 01 (um) Diretor de Desenvolvimento de Negócios; e 01 (um) Diretor de Governança, Risco e Compliance. A Companhia poderá ter, ainda, 01 (um) Diretor Adjunto.

Parágrafo único: As atribuições individuais de cada diretor serão fixadas no Regimento Interno da Diretoria, aprovado pelo Conselho de Administração.

Art. 18 Nos casos de impedimento temporário ou licença de qualquer membro da Diretoria, o Diretor Presidente poderá designar, para substituí-lo, outro Diretor.

Art. 19 Em caso de falecimento, renúncia ou impedimento definitivo de qualquer membro da Diretoria, caberá ao Conselho de Administração, dentro de 30 (trinta) dias da ocorrência da vaga, eleger o substituto, que completará o mandato do substituído. Até que se realize a eleição, poderá a Diretoria designar um substituto provisório. A eleição, contudo, poderá ser dispensada, se a vaga ocorrer no ano em que deva terminar o mandato da Diretoria então em exercício.

Art. 20 São atribuições e deveres da Diretoria:

I. gerir todos os negócios da Companhia, a fim de se buscar o desenvolvimento com sustentabilidade, para o que ficará investida de todos os poderes que a legislação e este Estatuto Social lhe conferem,

considerando-se a Companhia obrigada pela assinatura conjunta de 02 (dois) Diretores, sendo um deles o Presidente;

II. organizar o regulamento dos serviços internos da Companhia;

III. determinar a orientação dos trabalhos e negócios da Companhia, ouvindo o Conselho de Administração, quando couber;

IV. decidir sobre a criação e extinção de cargo ou função, fixar remunerações e organizar o Regulamento do Pessoal da Companhia;

V. distribuir e aplicar o lucro apurado na forma estabelecida neste Estatuto Social;

VI. cumprir o Estatuto Social da Companhia e as deliberações da Assembleia Geral e do Conselho de Administração;

VII. resolver os casos extraordinários, inclusive questões de conflitos de interesses entre Diretorias;

VIII. resolver todos os negócios da Companhia que não forem da competência privativa da Assembleia Geral ou do Conselho de Administração;

IX. recomendar ao Conselho de Administração a aquisição de bens imóveis, assim como a alienação, cessão em comodato ou oneração de quaisquer bens pertencentes ao patrimônio da Companhia e a prestação de garantias, quando tais operações forem de valor superior a 2% (dois por cento) do patrimônio líquido e deliberar quando forem de valor inferior a esse limite, além de encaminhar relatório a todos os membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal sempre que o valor acumulado dessas operações atingir 5% (cinco por cento);

X. fazer-se presente, através de seu Presidente ou Diretor por ele designado, à Assembleia Geral Ordinária;

XI. conceder licença a seus membros;

XII. negociar e firmar instrumentos de gestão com as sociedades referidas no § 5º deste artigo;

XIII. indicar os diretores e os membros dos conselhos de administração e dos conselhos fiscais das sociedades previstas no § 5º deste artigo, e em todas aquelas em que a Companhia ou suas Subsidiárias Integrais tenham ou venham a ter participação societária;

XIV. deliberar sobre a participação da Companhia em novos empreendimentos, participações em leilões e exploração de quaisquer fontes de energia e submetê-las ao Conselho de Administração, quando for o caso, conforme competência estabelecida no inciso XI do artigo 15 deste Estatuto Social; e

XV. promover a adoção de medidas que visem integração e sinergia entre as diversas áreas da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais.

§ 1º Poderá qualquer dos Diretores representar individualmente a Companhia, na celebração de convênios e em operações de comodato, locação e aquisição de bens e serviços, observadas normas internas aprovadas pela Diretoria, facultando-se-lhes, para tanto, constituir mandatários dentre empregados da Companhia.

§ 2º A Companhia poderá constituir procuradores com poderes especiais e expressos para atos e operações especificados, e bem assim procuradores com poderes "ad negotia" para assinar quaisquer documentos de responsabilidade da Companhia, especificada no instrumento a duração do mandato.

§ 3º Sem prejuízo do disposto no art. 21, inciso III, deste Estatuto Social, a representação da Companhia em juízo, em depoimento pessoal, poderá também ser exercida por advogado ou por outro empregado designado pelo Diretor Presidente.

§ 4º As deliberações da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos Diretores com funções executivas. Se, porém, da deliberação tomada divergir o Diretor Presidente, poderá este, sustando os efeitos daquela, apelar, em 05 (cinco) dias, para o Conselho de Administração.

§ 5º As atividades relativas à geração de produtos e serviços, inerentes ao objeto social da Companhia e de competência da Diretoria, serão executadas por sociedades nas quais a Companhia participe, que terão as seguintes atribuições:

a) planejar, organizar, coordenar, comandar e controlar o negócio da Companhia sob sua responsabilidade;

b) obter os resultados técnicos, mercadológicos e de rentabilidade acordados com a Diretoria por intermédio dos instrumentos de gestão; e

c) atender às diretrizes da Companhia, especialmente as administrativas, técnicas, financeiras e contábeis, bem como às condições definidas nos respectivos instrumentos de gestão.

§ 6º O Conselho de Administração das Subsidiárias Integrais será composto por 03 (três) membros, contendo, no mínimo, o Diretor Presidente da respectiva Subsidiária Integral e 01 (um) Diretor da Companhia.

§ 7º Os Diretores exercerão seus cargos na Companhia, sendo permitido o exercício concomitante e não remunerado em cargos de Conselho de Administração das subsidiárias integrais.

Art. 21 Compete ao Diretor Presidente:

I. dirigir e coordenar os trabalhos da Diretoria;

II. superintender e dirigir os negócios da Companhia;

III. representar a Companhia, ativa e passivamente, em Juízo ou fora dele, podendo constituir para este fim, procurador com poderes especiais, inclusive com poderes para receber citações iniciais e notificações, observado o disposto neste estatuto;

IV. representar a Companhia de modo geral, em suas relações com terceiros, em Assembleias Gerais de acionistas das sociedades controladas e/ou coligadas, podendo para tal indicar um Diretor ou constituir um procurador, bem como designar e autorizar prepostos;

V. convocar e presidir as reuniões da Diretoria;

VI. zelar para o atingimento das metas da Companhia, estabelecidas de acordo com as orientações gerais da Assembleia Geral e do Conselho de Administração;

VII. assinar os documentos de responsabilidade da Companhia, observado o disposto neste estatuto;

VIII. apresentar à Assembleia Geral Ordinária o relatório anual dos negócios da Companhia, ouvido o Conselho de Administração;

SEÇÃO IV

DAS NORMAS COMUNS AOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E AOS MEMBROS DA DIRETORIA

Art. 22 Os administradores apresentarão, no início e no fim da gestão, declaração de bens na forma da Lei.

Art. 23 A remuneração dos Administradores será fixada anualmente pela Assembleia Geral Ordinária, podendo ser alterada por decisão da Assembleia Geral Extraordinária.

Art. 24 Os cargos de Presidente do Conselho de Administração e de Diretor Presidente não poderão ser acumulados pela mesma pessoa.

Art. 25 Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria serão investidos em seus respectivos cargos mediante assinatura de “Termo de Posse”, em livro próprio, e de “Termo de Anuência dos Administradores” a que se refere o “Regulamento do Nível 1” da BM&FBOVESPA.

CAPÍTULO IV - DO CONSELHO FISCAL Art. 26 A Companhia terá um Conselho Fiscal composto de 05 (cinco) membros efetivos e

05 (cinco) suplentes, acionistas ou não, eleitos anualmente pela Assembleia Geral.

Art. 27 O Conselho Fiscal funcionará permanentemente e se reunirá quando convocado por seu Presidente.

Parágrafo único: O Presidente do Conselho Fiscal será eleito por seus pares.

Art. 28 Os membros do Conselho Fiscal perceberão a remuneração fixada pela Assembleia que os eleger, observado o mínimo legal.

Art. 29 O Conselho Fiscal funcionará com as atribuições e competências, deveres e responsabilidades estabelecidos em Lei.

CAPÍTULO V - DA ASSEMBLEIA GERAL Art. 30 A Assembleia Geral constituir-se-á pelos acionistas regularmente convocados e

formando número legal, os quais assinarão Livro de Presença, observadas as demais disposições legais.

Art. 31 A Assembleia Geral reunir-se-á ordinariamente dentro dos 04 (quatro) primeiros meses de cada ano, em dia, lugar e hora previamente marcados, nos termos da Lei, e extraordinariamente, quando convocada.

Parágrafo único: A Assembleia Geral será instalada pelo Presidente do Conselho de Administração ou, na sua ausência e impedimento, por outro Conselheiro, e dirigida pelo Diretor Presidente ou por um acionista escolhido, na ocasião, pelos acionistas presentes. Para compor a mesa diretora dos trabalhos, o Presidente da Assembleia convidará, dentre os presentes, um ou dois acionistas para servirem como Secretários.

Art. 32 Os acionistas poderão fazer-se representar por procuradores que preencham os requisitos legais.

Art. 33 A convocação será feita com observância da antecedência mínima de 30 (trinta) dias da data da realização da Assembleia Geral e, à falta de quórum de instalação, far-se-á segunda convocação com antecedência mínima de 08 (oito) dias, anunciadas as convocações pela imprensa, e os documentos relativos à respectiva pauta serão disponibilizados aos Acionistas na mesma data da convocação.

Art. 34 O quórum de instalação de Assembleias Gerais, bem como o das deliberações, serão aqueles determinados na legislação vigente.

CAPÍTULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL Art. 35 Em 31 de dezembro de cada ano, a Companhia encerrará o seu exercício social,

ocasião em que serão levantados o Balanço Geral e demais demonstrações financeiras exigidas em Lei, observando-se, quanto aos resultados, as seguintes regras:

I. do resultado do exercício serão deduzidos, antes de qualquer participação, os prejuízos acumulados e a provisão para o imposto de renda;

II. do lucro do exercício, 5% (cinco por cento) serão aplicados na constituição da Reserva Legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social;

III. a Companhia poderá registrar como reserva os juros sobre investimentos, realizados mediante a utilização de capital próprio, nas obras em andamento; e

IV. outras reservas poderão ser constituídas pela Companhia, na forma e limites legais.

§ 1º Os acionistas têm direito de receber como dividendo obrigatório, em cada exercício, no mínimo 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido, ajustado de acordo com o art. 202 e seus parágrafos da Lei nº 6.404/76, calculado conforme estabelecido no art. 6º e seus parágrafos deste Estatuto Social.

§ 2º O dividendo não será obrigatório no exercício social em que a Administração informar à Assembleia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser ele incompatível com a situação financeira da Companhia.

§ 3º Os lucros que deixarem de ser distribuídos nos termos do § 2º serão registrados como reserva especial e, se não absorvidos por prejuízos em exercícios subsequentes, deverão ser distribuídos tão logo o permita a situação financeira da Companhia.

§ 4º Na forma da lei, serão submetidos ao Tribunal de Contas do Estado, até o dia 30 de abril de cada ano, os documentos da administração relativos ao exercício social imediatamente anterior.

Art. 36 A Companhia poderá levantar balanços semestrais e a Administração poderá antecipar a distribuição de dividendos intermediários, "ad referendum" da Assembleia Geral.

CAPÍTULO VII - DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS Art. 37 A dissolução e a liquidação da Companhia far-se-ão de acordo com o que dispuser

a Assembleia Geral, obedecidas as prescrições legais a respeito.

Art. 38 Na hipótese de retirada de acionistas ou de fechamento de capital, o montante a ser pago pela Companhia a título de reembolso pelas ações detidas pelos acionistas que tenham exercido direito de retirada, nos casos autorizados por lei, deverá corresponder ao valor econômico de tais ações, a ser apurado de acordo com o procedimento de avaliação aceito pela Lei nº 6.404/76, sempre que tal valor for inferior ao valor patrimonial.

Art. 39 A regra referente ao prazo de mandato dos membros da Diretoria previsto neste Estatuto será aplicada a partir do mandato iniciado após a publicação da Lei nº 13.303/2016, por força da adaptação preconizada em seu art. 91.

ANEXO I - ALTERAÇÕES ESTATUTÁRIAS

O texto originário do Estatuto da Copel (arquivado na Jucepar, sob o nº 17.340, em 16.06.1955, e publicado no DOE PR, de 25.06.1955) foi objeto de modificações cujas referências são citadas a seguir:

Ata da AG de

JUCEPAR Nº arq. Data

Publicada no DOE PR de

09.09.1969 83.759 01.10.1969 08.10.1969 21.08.1970 88.256 04.09.1970 14.09.1970 22.10.1970 88.878 05.11.1970 16.11.1970 28.04.1972 95.513 24.05.1972 30.05.1972 30.04.1973 101.449 15.08.1973 28.08.1973 06.05.1974 104.755 21.05.1974 05.06.1974 27.12.1974 108.364 07.02.1975 21.02.1975 30.04.1975 110.111 03.06.1975 18.06.1975 26.03.1976 114.535 29.04.1976 10.05.1976 15.02.1978 123.530 28.02.1978 08.03.1978 14.08.1979 130.981 09.11.1979 20.11.1979 26.02.1980 132.253 25.03.1980 16.04.1980 30.10.1981 139.832 01.12.1981 18.12.1981 02.05.1983 146.251 31.05.1983 14.06.1983 23.05.1984 150.596 26.07.1984 28.08.1984 17.12.1984 160.881 17.01.1985 11.02.1985 11.06.1985 162.212 01.07.1985 18.07.1985 12.01.1987 166.674 13.02.1987 26.02.1987 18.03.1987 166.903 07.04.1987 08.05.1987 19.06.1987 167.914 02.07.1987 14.07.1987 22.02.1994 18444,7 28.02.1994 17.03.1994 22.08.1994 309,0 20.09.1994 06.10.1994 15.02.1996 960275860 27.02.1996 06.03.1996 18.10.1996 961839597 29.10.1996 06.11.1996 10.07.1997 971614148 18.07.1997 22.07.1997 12.03.1998 980428793 01.04.1998 07.04.1998 30.04.1998 981597050 06.05.1998 12.05.1998 25.05.1998 981780954 28.05.1998 02.06.1998 26.01.1999 990171175 05.02.1999 11.02.1999 25.03.1999 990646483 14.04.1999 23.04.1999 27.03.2000 000633666 30.03.2000 07.04.2000 07.08.2001 20011994770 14.08.2001 27.08.2001 26.12.2002 20030096413 29.01.2003 10.02.2003 19.02.2004 20040836223 08.03.2004 19.03.2004 17.06.2005 20052144879 23.06.2005 05.07.2005 11.01.2006 20060050632 20.01.2006 25.01.2006 24.08.2006 20063253062 30.08.2006 11.09.2006 02.07.2007 20072743441 04.07.2007 27.07.2007 18.04.2008 20081683790 25.04.2008 27.05.2008 13.03.2009 20091201500 13.03.2009 31.03.2009 08.07.2010 20106612077 20.07.2010 04.08.2010 28.04.2011 20111122929 10.05.2011 07.06.2011 26.04.2012 20123192609 09.05.2012 15.05.2012

Ata da AG de

JUCEPAR Nº arq. Data

Publicada no DOE PR de

25.04.2013 20132186560 07.05.2013 20.05.2013 25.07.2013 20134231198 30.07.2013 09.08.2013 10.10.2013 20135861330 15.10.2013 25.10.2013 24.04.2014 20142274046 29.04.2014 05.05.2014 23.04.2015 20152615962 04.05.2015 06.05.2015 22.12.2016 20167724827 04.01.2017 06.01.2017

Anexo II - Evolução do Capital (Art. 4º)

Capital Inicial, em 28.03.1955: Cr$ 800.000.000,00

AG de NOVO CAPITAL APROVADO - Cr$

JUCEPAR Nº ARQ. DATA

ATA NO DOE PR de

01.10.1960 1.400.000.000,00 26.350 - 13.10.1960 14.10.1960

16.04.1962 4.200.000.000,00 31.036 - 03.05.1962 26.05.1962

11.11.1963 8.000.000.000,00 37.291 - 28.11.1963 02.12.1963

13.10.1964 16.000.000.000,00 50.478 - 23.10.1964 31.10.1964

24.09.1965 20.829.538.000,00 65.280 - 15.10.1965 18.10.1965

29.10.1965 40.000.000.000,00 65.528 - 12.11.1965 18.11.1965

20.09.1966 70.000.000.000,00 70.003 - 11.10.1966 18.10.19663

NCr$

31.10.1967 125.000.000,00 74.817 - 01.12.1967 07.12.1967

17.06.1968 138.660.523,00 77.455 - 27.06.1968 13.07.1968

27.11.1968 180.000.000,00 79.509 - 10.12.1968 20.12.1968

06.06.1969 210.000.000,00 82.397 - 11.07.1969 05.08.1969

13.10.1969 300.000.000,00 84.131 - 30.10.1969 03.11.1969

03.12.1969 300.005.632,00 84.552 - 16.12.1969 30.12.1969

06.04.1970 332.111.886,00 86.263 - 14.05.1970 09.06.1970

Cr$

24.11.1970 425.000.000,00 89.182 - 11.12.1970 18.12.1970

18.12.1970 500.178.028,00 89.606 - 04.02.1971 17.02.1971

31.07.1972 866.000.000,00 97.374 - 21.09.1972 04.10.1972

30.04.19734 867.934.700,00 101.449 -15.08.1973 28.08.1973

31.08.1973 877.000.000,00 102.508 -09.11.1973 21.11.1973

30.10.19735 1.023.000.000,00 103.387 -25.01.1974 11.02.1974

30.05.1974 1.023.000.010,00 105.402 -21.06.1974 27.06.1974

27.12.1974 1.300.000.000,00 108.364 -07.02.1975 21.02.1975

30.04.1975 1.302.795.500,00 110.111 -13.06.1975 18.06.1975

22.12.1975 1.600.000.000,00 113.204 -15.01.1976 13.02.1976

26.03.1976 1.609.502.248,00 114.535 -29.04.1976 10.05.1976

17.12.1976 2.100.000.000,00 118.441 -14.01.1977 04.02.1977

29.08.1977 3.000.000.000,00 122.059 -14.10.1977 25.10.1977

16.11.1977 3.330.000.000,00 122.721 -13.12.1977 12.01.1978

28.04.1978 3.371.203.080,00 125.237 -06.07.1978 20.07.1978

14.12.1978 4.500.000.000,00 127.671 -19.01.1979 06.03.1979

05.03.1979 5.656.487.659,00 128.568 -04.05.1979 17.05.1979

30.04.1979 5.701.671.254,00 129.780 -24.07.1979 14.08.1979

24.09.1979 8.000.000.000,00 130.933 -05.11.1979 23.11.1979 3 Retificada no DOE PR de 05.06.1967. 4 Ratificada na AGE de 07.08.1973, publicada no DOE PR de 23.08.1973. 5 Ratificada na AGE de 21.12.1973, publicada no DOE PR de 01.02.1974.


AG de NOVO CAPITAL

APROVADO - Cr$ JUCEPAR

Nº ARQ. DATA ATA NO

DOE PR de 27.03.1980 10.660.296.621,00 133.273 - 17.06.1980 27.06.1980 29.04.1980 10.729.574.412,00 133.451 - 27.06.1980 16.07.1980 16.10.1980 11.600.000.000,00 135.337 - 02.12.1980 20.01.1981 30.04.1981 20.000.000.000,00 137.187 - 19.05.1981 29.05.1981 30.10.1981 20.032.016.471,00 139.832 - 01.12.1981 18.12.1981 30.04.1982 37.073.740.000,00 141.852 - 01.06.1982 17.06.1982 29.10.1982 39.342.000.000,00 144.227 - 14.12.1982 29.12.1982 14.03.1983 75.516.075.768,00 145.422 - 12.04.1983 10.05.1983 02.05.1983 80.867.000.000,00 146.251 - 31.05.1983 14.06.1983 01.09.1983 83.198.000.000,00 148.265 - 25.10.1983 09.12.1983 10.04.1984 205.139.191.167,00 150.217 - 15.06.1984 17.07.1984 10.04.1984 215.182.000.000,00 150.217 - 15.06.1984 17.07.1984 05.10.1984 220.467.480.000 160.412 - 08.11.1984 27.11.1984 25.03.1985 672.870.475.837 161.756 - 21.05.1985 11.06.1985 25.03.1985 698.633.200.000 161.756 - 21.05.1985 11.06.1985 18.09.1985 719.093.107.000 163.280 - 14.11.1985 27.11.1985

Cz$ 25.04.1986 2.421.432.629,00 164.815 - 11.06.1986 30.06.1986 23.10.1986 2.472.080.064,00 166.138 - 06.11.1986 14.11.1986 18.03.1987 4.038.049.401,49 166.903 - 07.04.1987 08.05.1987 18.03.1987 4.516.311.449,87 166.903 - 07.04.1987 08.05.1987 18.09.1987 4.682.539.091,91 168.598 - 06.10.1987 16.10.1987 14.04.1988 18.772.211.552,10 170.034 - 06.05.1988 25.05.19886 14.04.1988 19.335.359.578,00 170.034 - 06.05.1988 25.05.1988 14.06.1988 19.646.159.544,00 170.727 - 11.07.1988 20.07.1988 25.04.1989 174.443.702.532,00 172.902 - 26.05.1989 06.07.1989

NCz$ 25.04.1989 182.848.503,53 172.902 - 26.05.1989 06.07.1989 26.06.1989 184.240.565,60 17.337,4 - 12.07.1989 21.07.1989

Cr$ 30.03.1990 2.902.464.247,10 175.349 - 02.05.1990 09.05.1990 30.03.1990 3.113.825.643,60 175.349 - 02.05.1990 09.05.1990 25.05.1990 3.126.790.072,52 176.016 - 10.07.1990 09.08.1990 25.03.1991 28.224.866.486,42 17.780,9 - 26.04.1991 23.05.1991 25.03.1991 30.490.956.176,38 17.780,9 - 26.04.1991 23.05.1991 23.05.1991 30.710.162.747,26 17.833,7 - 18.06.1991 27.06.1991 28.04.1992 337.561.908.212,47 18.061,7 - 08.06.1992 06.07.1992 28.04.1992 367.257.139.084,96 18.061,7 - 08.06.1992 06.07.1992 25.06.1992 369.418.108.461,33 18.089,9 - 09.07.1992 17.07.1992 01.04.1993 4.523.333.257.454,10 18.255,3 - 29.04.1993 20.05.1993 01.04.1993 4.814.158.615.553,95 18.255,3 - 29.04.1993 20.05.1993 15.06.1993 4.928.475.489.940,957 18.313,9 - 13.07.1993 24.08.1993

6

Retificação no DOE nº 2780, de 27.05.88. 7 Em função da Medida Provisória nº 336, de 28.07.93, que altera a moeda nacional, o capital da Empresa passou, a partir de

01.08.93, a ser registrado em "cruzeiros reais" (CR$ 4.928.475.475,41, nesta última data).


AG de NOVO CAPITAL APROVADO - CR$

JUCEPAR ATA NO DOE

PR de Nº ARQ. DATA

26.04.1994 122.158.200.809,228 1847810 10.05.1994 08.06.1994

R$

25.04.1995 446.545.229,15 950696471 18.05.1995 19.06.1995

23.04.1996 546.847.990,88 960710000 07.05.1996 15.05.1996

29.07.1997 1.087.959.086,89 971614130 30.07.1997 01.08.1997

07.08.1997 1.169.125.740,579 971761671 12.08.1997 15.08.1997

12.03.1998 1.225.351.436,59 980428793 01.04.1998 07.04.1998

25.03.1999 1.620.246.833,38 990646483 14.04.1999 23.04.1999

26.12.2002 2.900.000.000,00 20030096413 29.01.2003 10.02.2003

29.04.2004 3.480.000.000,00 20041866290 07.06.2004 18.06.2004

27.04.2006 3.875.000.000,00 20061227897 09.05.2006 24.05.2006

27.04.2007 4.460.000.000.00 20071761462 05.05.2007 29.05.2007

27.04.2010 6.910.000.000,00 20105343960 06.05.2010 13.05.2010

22.12.2016 7.910.000.000,00 20167724827 04.01.2017 06.01.2017

8

Em função da Medida Provisória nº 542, de 30.06.94, que altera a moeda nacional, o capital da Empresa passou, a partir de

01.07.94, a ser registrado em "reais" (R$ 44.421.146,54, nesta última data). 9

Aumento do capital social autorizado pelo Conselho de Administração.

ANEXO III - LEGISLAÇÃO

LEI Nº 1.384/1953 SÚMULA : Institui o Fundo de Eletrificação e dá outras providências

(...) Art. 9º - Fica o Poder Executivo autorizado a organizar no Estado, sociedades de economia mista para construção e exploração de centrais geradoras de energia elétrica, e delas participar. Parágrafo único * - A sociedade constituída na conformidade do presente artigo poderá, ainda, por si, por concessionária do serviço público da qual já seja acionista, ou por sociedade de que vier a participar, na qual o Poder Público detenha a maioria do Capital:

a) pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer fontes de energia;



d) prestar serviços de informações e assistência técnica, quanto ao uso racional da energia, a iniciativas empresariais que visem à implantação e desenvolvimento de atividades econômicas de interesse para o desenvolvimento do Estado.

e)** desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a COPEL e para o Estado do Paraná, ficando autorizada, para estes fins e para os previstos nas alíneas “b” e “c”, a participar, majoritária ou minoritariamente, de consórcios ou companhias com empresas privadas.

(...)

Curitiba, 10 de Novembro de 1953

BENTO MUNHOZ DA ROCHA NETO EUGÊNIO JOSÉ DE SOUZA RIVADÁVIA B. VARGAS * Parágrafo único (e alíneas a a d) acrescentado pela Lei 7.227, de 22 de outubro de 1979, publicada no

DOE nº 661, de 24.10.1979, p. inicial.

** Alínea e, acrescentada pela Lei 11.740, de 19 de junho de 1997, publicada no DOE nº 5.027, de 19.06.1997, p. inicial.


DECRETO Nº 14.947/1954* Dispõe sobre a organização de sociedade de economia mista sob a denominação de Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL e dá outras providências. O Governador do Estado do Paraná, no uso das suas atribuições e na conformidade da autorização constante da Lei nº 1.384, de 10 de novembro de 1953, D E C R E T A: Art. 1º - Fica denominada para fins de constituição "Companhia Paranaense de Energia Elétrica", a sociedade destinada a planejar, construir e explorar sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica e serviços correlatos, por si ou por sociedades que organizar ou de que vier a participar. Art. 2º - O capital da Companhia será de Cr$ 800.000.000,00 (oitocentos milhões de cruzeiros), do qual até 40% poderão ser representados por ações preferenciais sem direito a voto. (Revogado conforme Decreto nº 3309 de 25 de julho de 1997, publicado no DOE PR nº 5053 de 25.07.1997.) Art. 3º - O Estado subscreverá no mínimo 60% (sessenta por cento) do capital social. Art. 4º - Na integralização do capital da sociedade, o Estado utilizar-se-á dos recursos provenientes do Fundo de Eletrificação, criado pela Lei Estadual nº 1.384, de 10 de novembro de 1953, podendo também incorporar ao patrimônio da sociedade, no todo ou em parte, os bens móveis e imóveis integrantes das instalações destinadas à produção, transmissão e distribuição de energia elétrica de propriedade do Estado. Art. 5º - A sociedade reger-se-á pelos estatutos que forem aprovados no ato de sua constituição. Art. 6º - O Governador nomeará representante seu para, em nome do Estado, praticar todos os atos relativos à constituição da sociedade. Art. 7º - Este decreto entrará em vigor na data e sua publicação, revogadas as disposições em contrário. Curitiba, 26 de outubro de 1954, 133º da Independência e 66º da República (a) BENTO MUNHOZ DA ROCHA NETO (a) ANTÔNIO JOAQUIM DE OLIVEIRA PORTES *Publicado no DOE PR, de 27.10.1954.


DECRETO Nº 37.399/1955* Concede autorização para funcionar como empresa de energia elétrica à Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL. O Presidente da República, usando da atribuição que lhe confere o Art. 87, inciso I, da Constituição, e tendo em vista o disposto no Art. 1º do Decreto-Lei nº 938, de 8 de dezembro de 1938, e o que requereu a Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL, decreta: Art. 1º - É concedida à Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL, com sede em Curitiba, Estado do Paraná, autorização para funcionar como empresa de energia elétrica, de acordo com o Decreto-Lei nº 938, de 8 de dezembro de 1938, combinado com o Decreto-Lei nº 2.627, de 26 de setembro de 1940, ficando a mesma obrigada, para os seus objetivos, a satisfazer integralmente as exigências do Código de Águas (Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934), leis subseqüentes e seus regulamentos, sob pena de revogação do presente ato. Art. 2º - O presente Decreto entra em vigor na data de sua publicação. Art. 3º - Revogam-se as disposições em contrário. Rio de Janeiro, 27 de maio de 1955, 134º da Independência e 67º da República (a) JOÃO CAFÉ FILHO (a) MUNHOZ DA ROCHA *Publicado no DOU, Seção I, ANO XCIV, nº 128, de 04.06.1955.


LEI Nº 7.227/1979

Acrescenta parágrafo ao art. 9º da Lei nº 1.384, de 10 de novembro de 1953.

A Assembleia Legislativa do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei Art. 1º - Fica acrescentado no artigo 9º da Lei n° 1.384, de 10 de novembro de 1953 um parágrafo com a seguinte redação: Parágrafo único – A sociedade constituída na conformidade do presente artigo poderá, ainda, por si, por concessionária do serviço público da qual já seja acionista ou por sociedade de que vier a participar, na qual o Poder Público detenha a maioria do Capital:

a) pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer fontes de energia;



d) prestar serviços de informações e assistência técnica, quanto ao uso racional da energia, a iniciativas empresariais que visem à implantação e desenvolvimento de atividades econômicas de interesse para o desenvolvimento do Estado.

Art. 2º - Esta Lei entrará em vigor na data de sua publicação, revogadas as disposições em contrário. Palácio do Governo em Curitiba, 22 de outubro de 1979. (a) NEY BRAGA Governador do Estado (a) EDSON NEVES GUIMARÃES Secretário de Estado das Finanças


Lei Nº 11.740/1997* .

Acresce alínea ao parágrafo único do art. 9º, da Lei nº 1.384/53, dispondo sobre o desenvolvimento de atividades da Copel, nas áreas que áreas que especifica.

A Assembleia do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei: Art. 1º. Fica acrescentada a alínea "e", ao parágrafo único do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 10 de novembro de 1953, com a seguinte redação:

"e) desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a COPEL e para o Estado do Paraná, ficando autorizada, para estes fins e para os previstos nas alíneas "b" e "c", a participar, majoritária ou minoritariamente, de consórcios ou companhias com empresas privadas."

Art. 2º. Esta Lei entrará em vigor na data de sua publicação, revogadas as disposições em contrário. PALÁCIO DO GOVERNO EM CURITIBA, em 19 de junho de 1997. (a) JAIME LERNER Governador do Estado (a) RAFAEL GRECA DE MACEDO Chefe da Casa Civil.

* Publicada no Diário Oficial nº 5027, de 19.06.1997


LEI Nº 14.286/2004*

Altera os dispositivos que especifica, da Lei nº 1.384, de 10 de novembro de 1953 e adota outras providências.

A Assembleia Legislativa do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei:

Art. 1º. Altera a redação da alínea "e", do parágrafo único, do artigo 9º, da Lei nº 1.384, de 10 de novembro de 1953, acrescida pelo artigo 1º, da Lei nº 11.740, de 19 de junho de 1997, e acrescenta-lhe novos parágrafos, renomeando o atual parágrafo único como parágrafo primeiro conforme segue: "Art. 9º. .......... Parágrafo único. ..........

e) desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a Copel e para o Estado do Paraná, ficando autorizada, para estes fins e para os previstos nas alíneas "b" e "c", a participar, majoritariamente, de consórcios ou companhias com empresas privadas, após autorização deste Poder Legislativo, específica para esse e na qual tenham sido consideradas além das características gerais dos projetos, os respectivos impactos sociais e ambientais.

§ 2º. Para viabilizar a condição de sócia majoritária da Copel nas parcerias já formalizadas, fica esta empresa autorizada a adquirir cotas ou ações dos sócios majoritários, pelo valor subscrito no contrato social registrado na Junta Comercial do Estado até o dia 27 de fevereiro de 2003. § 3º. Ante a comprovada valorização no mercado financeiro das ações referidas no parágrafo anterior, a aquisição das mesmas fica condicionada à prévia autorização em lei. § 4º. Nos contratos de parceria para formação de empresas de geração de energia elétrica é vedada a inclusão de cláusula de compra antecipada de energia pela Copel. § 5º. Para os contratos em vigência para formação de eventual parceria, que estejam em fase de estudos ou de implantação, deverá a Copel providenciar, no prazo máximo de 90 (noventa) dias, a revogação de eventual cláusula que assegure a compra antecipada de energia. § 6º. A Copel encaminhará, anualmente, à Assembleia Legislativa, relatório circunstanciado de resultados econômico e financeiro. Art. 2º. Esta Lei entrará em vigor na data de sua publicação, revogando a Lei nº 11.740, de 19 de junho de 1997. PALÁCIO DO GOVERNO EM CURITIBA, em 09 de fevereiro de 2004. (a) ROBERTO REQUIÃO Governador do Estado (a) CAÍTO QUINTANA Chefe da Casa Civil *Publicada no Diário Oficial nº 6668, de 13.02.2004


Lei 16.652/2010*

Altera dispositivos da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, conforme especifica.

A Assembléia Legislativa do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei:

Art. 1°. A alínea “e” do § 1º do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, passa a ter a seguinte redação:

“e) desenvolver atividades na área de geração de energia, transmissão de informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a COPEL e para o Estado do Paraná, ficando autorizada para estes fins e para os previstos nas alíneas “b” e “c”, a participar, de preferência, majoritariamente ou presente no grupo de controle de consórcios ou companhias com empresas privadas e fundos de pensão e outros entes privados, em licitações de novas concessões e/ou em sociedades de propósito específico já constituídas para a exploração de concessões já existentes, que tenham sido consideradas além das características gerais dos projetos, os respectivos impactos sociais e ambientais.”

Art. 2º. Fica incluída a alínea “f” no § 1º do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, com a seguinte redação:

“f) a participação no grupo de controle exigida na alínea “e” deverá estar obrigatoriamente assegurada nos documentos de formação de consórcios ou nos estatutos sociais das sociedades de propósito específico, conforme o caso.”

Art. 3°. Fica incluído o § 2º-A no art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, com a seguinte redação:

“§ 2º-A. Nos casos de consórcios ou companhias, previstos no § 1º, “e” deste artigo e já firmados anteriormente à data da publicação desta alteração, fica vedado à COPEL efetuar a venda de suas participações caso tal ato ocasione a perda de sua condição majoritária.”

Art. 4°. O § 2º do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, passa a ter a seguinte redação:

“§ 2º. Para viabilizar a condição de sócia, preferencialmente, majoritária da COPEL nas parcerias já formalizadas, fica esta empresa autorizada a adquirir cotas ou ações dos sócios majoritários, pelo voto subscrito no contrato social registrado na Junta Comercial do Estado até o dia 20 de fevereiro de 2003.”

Art. 5°. Esta lei entrará em vigor na data de sua publicação. PALÁCIO DO GOVERNO EM CURITIBA, em 08 de dezembro de 2010. (a) NELSON JUSTUS Governador do Estado, em exercício (a) NEY CALDAS Chefe da Casa Civil *Publicado noDiário Oficial nº 8359, de 08.12.2010.

Anexo 8.1

Lista de Subsidiárias

Companhia Paranaense de Energia - COPEL - Subsidiárias e Controladas em 31 de dezembro de 2016. Subsidiária

Jurisdição da Organização

Nomes sob os quais o Negócio é conduzido

COPEL Geração e Transmissão S.A. Brasil COPEL Geração e Transmissão

COPEL Distribuição S.A. Brasil COPEL Distribuição

COPEL Telecomunicações S.A. Brasil COPEL Telecomunicações

COPEL Renováveis S.A Brasil COPEL Renováveis

COPEL Comercialização S.A Brasil COPEL Comercialização

Companhia Paranaense de Gás – Compagas Brasil Compagas

Centrais Eletricas do Rio Jordao S.A. – Elejor Brasil Elejor

UEG Araucária Ltda. Brasil UEG Araucária

Dominó Holdings S.A. Brasil Dominó Holdings

Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A Brasil Cutia Empreendimentos

Copel Brisa Potiguar S.A Brasil Copel Brisa Potiguar

GE Olho D’Água S.A Brasil Olho D’Água

GE Boa Vista S.A Brasil Boa Vista

GE Farol S.A Brasil Farol

GE São Bento do Norte S.A Brasil São Bento do Norte

Central Geradora Eólica São Bento do Norte I S.A Brasil São Bento do Norte I

Central Geradora Eólica São Bento do Norte II S.A Brasil São Bento do Norte II

Central Geradora Eólica São Bento do Norte III S.A Brasil São Bento do Norte III

Central Geradora Eólica São Miguel I S.A Brasil São Miguel I

Central Geradora Eólica São Miguel II S.A Brasil São Miguel II

Central Geradora Eólica São Miguel III S.A Brasil São Miguel III

Usina de Energia Eólica Guajiru S.A Brasil Guajiru

Usina de Energia Eólica Jangada S.A Brasil Jangada

Usina de Energia Eólica Potiguar S.A Brasil Potiguar

Usina de Energia Eólica Cutia S.A Brasil Cutia

Usina de Energia Eólica Maria Helena S.A. Brasil Maria Helena

Usina de Energia Eólica Esperança do Nordeste S.A Brasil Esperança do Nordeste

Usina de Energia Eólica Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. Brasil Paraíso dos Ventos do Nordeste

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A Brasil Costa Oeste Transmissora

Marumbi Transmissora de Energia S.A Brasil Marumbi Transmissora

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A Brasil Transmissora Sul Brasileira

Caiuá Transmissora de Energia S.A. Brasil Caiuá Transmissora

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. Brasil Integração Maranhense

Matrinchã Transmissora de Energia (TPNORTE) S.A. Brasil Matrinchã Transmissora

Guaraciaba Transmissora de Energia (TPSUL) S.A. Brasil Guaraciaba Transmissora

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Brasil Paranaíba Transmissora

Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. Brasil Mata de Santa Genebra

Cantareira Transmissora S.A. Brasil Cantareira

São Bento Energia Investimentos e Participações S.A. Brasil São Bento Energia

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. Brasil Nova Asa Branca I

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. Brasil Nova Asa Branca II

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. Brasil Nova Asa Branca III

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. Brasil Nova Eurus IV

Santa Maria Energias Renováveis S.A. Brasil Santa Maria

Santa Helena Energias Renováveis S.A. Brasil Santa Helena

Ventos de Santo Uriel S.A. Brasil Ventos de Santo Uriel

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A Brasil São Miguel do Gostoso I

Paraná Gás Exploração e Produção S.A Brasil Paraná Gás

Anexo 12.1

CERTIFICAÇÃO CONFORME AS REGRAS 13a-14(a) E 15d-14(a) DA SEÇÃO 302 DA LEI SARBANES-OXLEY

Eu, Antonio Sergio de Souza Guetter, certifico que:

1. Revisei este relatório anual em Formulário 20-F da Companhia Paranaense de Energia – Copel (“Companhia”);

2. Baseado em meu conhecimento, este relatório não contém qualquer afirmação inverídica de fato relevante ou deixa de mencionar fato relevante necessário para tornar as afirmações feitas, à luz das circunstâncias sob as quais essas afirmações foram feitas, não enganosas em relação ao período coberto por este relatório;

3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações contábeis e outras informações financeiras incluídas neste relatório representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da Companhia para os períodos apresentados neste relatório;

4. O outro diretor certificador da Companhia e eu somos responsáveis por estabelecer e manter controles e procedimentos de revelação (definidos nas normas 13a-15(e) e 15d-15(e) do “Exchange Act”) e controle interno de informações financeiras (definido nas normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do “Exchange Act”) para a Companhia e:

(a) Estabelecemos tais controles e procedimentos de revelação, ou fizemos com que esses controles e procedimentos de revelação fossem estabelecidos sob nossa supervisão, para garantir que as informações relevantes relativas à Companhia, incluindo suas subsidiárias consolidadas, sejam trazidas a nosso conhecimento por outros naquelas entidades, em particular durante o período em que este relatório é preparado;

(b) Estabelecemos tal controle interno de informações financeiras, ou fizemos com que esse controle interno de informações financeiras fosse estabelecido sob nossa supervisão, para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos;

(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de revelação da Companhia e apresentamos neste relatório nossas conclusões quanto à eficácia dos controles e procedimentos de revelação, no fim do período coberto por este relatório com base em nossa avaliação; e

(d) Revelamos neste relatório todas as mudanças no controle interno de informações financeiras da Companhia que ocorreram durante o período coberto pelo relatório anual e que afetaram relevantemente, ou que poderiam razoavelmente afetar relevantemente, o controle interno de informações financeiras da Companhia; e

5. O outro diretor certificador da Companhia e eu revelamos, com base em nossa mais recente avaliação do controle interno de informações financeiras, aos auditores da Companhia e ao comitê de auditoria do conselho de administração da Companhia (ou às pessoas que exercem as funções equivalentes):

(a) Todas as deficiências significativas e limitações relevantes na concepção ou operação do controle interno de informações financeiras que poderiam razoavelmente afetar adversamente a capacidade da Companhia de registrar, processar, resumir e divulgar informações financeiras; e

(b) Qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham papel significativo no controle interno de informações financeiras da Companhia.

Data: 27 de abril de 2017.

/s/ Antonio Sergio de Souza Guetter Nome: Antonio Sergio de Souza Guetter Cargo: Diretor Presidente

Anexo 12.2

CERTIFICAÇÃO CONFORME AS REGRAS 13a-14(a) E 15d-14(a) DA SEÇÃO 302 DA LEI SARBANES-OXLEY

Eu, Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani, certifico que:

1. Revisei este relatório anual em Formulário 20-F da Companhia Paranaense de Energia – Copel (“Companhia”);

2. Baseado em meu conhecimento, este relatório não contém qualquer afirmação inverídica de fato relevante ou deixa de mencionar fato relevante necessário para tornar as afirmações feitas, à luz das circunstâncias sob as quais essas afirmações foram feitas, não enganosas em relação ao período coberto por este relatório;

3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações contábeis e outras informações financeiras incluídas neste relatório representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da Companhia para os períodos apresentados neste relatório;

4. O outro diretor certificador da Companhia e eu somos responsáveis por estabelecer e manter controles e procedimentos de revelação (definidos nas normas 13a-15(e) e 15d-15(e) do “Exchange Act”) e controle interno de informações financeiras (definido nas normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do “Exchange Act”) para a Companhia e:

(a) Estabelecemos tais controles e procedimentos de revelação, ou fizemos com que esses controles e procedimentos de revelação fossem estabelecidos sob nossa supervisão, para garantir que as informações relevantes relativas à Companhia, incluindo suas subsidiárias consolidadas, sejam trazidas a nosso conhecimento por outros naquelas entidades, em particular durante o período em que este relatório é preparado;

(b) Estabelecemos tal controle interno de informações financeiras, ou fizemos com que esse controle interno de informações financeiras fosse estabelecido sob nossa supervisão, para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos;

(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de revelação da Companhia e apresentamos neste relatório nossas conclusões quanto à eficácia dos controles e procedimentos de revelação, no fim do período coberto por este relatório com base em nossa avaliação; e

(d) Revelamos neste relatório todas as mudanças no controle interno de informações financeiras da Companhia que ocorreram durante o período coberto pelo relatório anual e que afetaram relevantemente, ou que poderiam razoavelmente afetar relevantemente, o controle interno de informações financeiras da Companhia; e

5. O outro diretor certificador da Companhia e eu revelamos, com base em nossa mais recente avaliação do controle interno de informações financeiras, aos auditores da Companhia e ao comitê de auditoria do conselho de administração da Companhia (ou às pessoas que exercem as funções equivalentes):

(a) Todas as deficiências significativas e limitações relevantes na concepção ou operação do controle interno de informações financeiras que poderiam razoavelmente afetar adversamente a capacidade da Companhia de registrar, processar, resumir e divulgar informações financeiras; e

(b) Qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham papel significativo no controle interno de informações financeiras da Companhia.

Data: 27 de abril de 2017.

/s/ Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Nome: Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com Investidores

Anexo 13.1

CERTIFICAÇÃO CONFORME A SEÇÃO 906 DA LEI “SARBANES-OXLEY” DE 200 2

(SUBSEÇÕES (A) E (B) DA SEÇÃO 1350, CAPÍTULO 63 DO TÍTULO 18 DO “UNITED STATES CODE”)

Conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2005 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63 do Título 18 do “United States Code”), o diretor signatário da Companhia Paranaense de Energia – COPEL (“Companhia") certifica por meio desta, de acordo com seu conhecimento, que: O relatório anual em Formulário 20-F da Companhia para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 está em plena consonância com as exigências da Seção 13(a) ou 15 (d) do “Securities Exchange Act” de 1934 e que as informações contidas no Formulário 20-F representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira e os resultados das operações da Companhia. Data: 27 de abril de 2017.

/s/ Antonio Sergio de Souza Guetter Nome: Antonio Sergio de Souza Guetter Cargo: Diretor Presidente

Anexo 13.2

CERTIFICAÇÃO CONFORME A SEÇÃO 906 DA LEI “SARBANES-OXLEY” DE 200 2

(SUBSEÇÕES (A) E (B) DA SEÇÃO 1350, CAPÍTULO 63 DO TÍTULO 18 DO “UNITED STATES CODE”)

Conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2005 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63 do Título 18 do “United States Code”), o diretor signatário da Companhia Paranaense de Energia – COPEL (“Companhia") certifica por meio desta, de acordo com seu conhecimento, que: O relatório anual em Formulário 20-F da Companhia para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 está em plena consonância com as exigências da Seção 13(a) ou 15 (d) do “Securities Exchange Act” de 1934 e que as informações contidas no Formulário 20-F representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira e os resultados das operações da Companhia. Data: 27 de abril de 2017.

/s/ Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Nome: Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com Investidores


KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm of the KPMG network of independent member firms affiliated with KPMG International Cooperative (“KPMG International”), a Swiss entity.

1

Anexo 15.1

KPMG Auditores Independentes

Al. Dr. Carlos de Carvalho, 417 - 16º andar

80410-180 - Curitiba/PR - Brasil

Caixa Postal 13533 - CEP 80420-990 - Curitiba/PR - Brasil

Telefone +55 (41) 3544-4747, Fax +55 (41) 3544-4750

www.kpmg.com.br

27 de abril de 2017 Securities and Exchange Commission Washington, D.C. 20549 Prezados,

Anteriormente éramos os auditores da Companhia Paranaense de Energia – COPEL e, na data de 27 de abril de 2016, reportamos sobre as demonstrações financeiras consolidadas da Companhia Paranaense de Energia - COPEL dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014 e sobre a efetividade dos controles internos sobre os relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2015. Seguindo a exigência de rotação obrigatória do auditor independente no Brasil, conforme a Instrução CVM nº 308/99, não pudemos nos candidatar à reeleição. Avaliamos as declarações da Companhia Paranaense de Energia - COPEL incluídas no item 16.f do Formulário 20-F datado de 27 de abril de 2017, e concordamos com tais declarações, exceto que não estamos em posição de concordar ou discordar com a declaração da Companhia Paranaense de Energia - COPEL de que a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes não foi envolvida quanto à aplicação de princípios contábeis a uma determinada operação ou no tipo de relatório de auditoria que poderia ser fornecido as demonstrações financeiras consolidadas da Companhia Paranaense de Energia - COPEL.

Atenciosamente, /s/ KPMG Auditores Independentes Relatório original assinado por João Alberto Dias Panceri

Documents

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPELri.copel.com/ptb/8647/20-F_port.pdf · protocolo e publicação obrigatórios conforme a Norma 405 do Regulamento S-T (§232.405 desse capítulo)