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Quarterly ReportJunho/ June
2011
Informativo Trimestral
Código/Ticker
Preço/Price
30/06/2011/ 06/30/2011
Var. %no ano/
year
Indice/Index
Pontos/Points
30/06/201106/30/2011
Var. %no ano/
year
CPLE3 (ordinária/ BM&FBovespa) (common/ BM&FBovespa) R$ 38,00 -
IBOVESPA 62.404 (10,0)CPLE6 (preferencial B/ BM&FBovespa) (preferred B/ BM&FBovespa) R$ 41,50 -
ELP (ADS/ Nyse) US$ 27,16 7,9 DOW JONES 12.414 7,2 XCOP (preferencial B/ Latibex) (preferred B/ Latibex) € 18,25 (2,1) LATIBEX 3.301 (12,8)
INDICE/ INDEX
Capa/ Cover: Prêmio recebido pela Diretora de Gestão Corporativa, Yára Christina Eisenbach e pelo Diretor Jurídico, Julio Jacob Júnior em San Diego - U.S.A em 14 de julho de 2011. Detalhes na página 4. Award received by Ms. Yára Christina Eisenbach, Chief Corporate Management Offi cer, and Mr. Julio Jacob Júnior, Chief Legal Offi cer, in San Diego, USA, on July 14, 2011. Details on page 4
PRINCIPAIS EVENTOS/
MAIN EVENTS...................................................................................................................... 2
RECURSOS HUMANOS/
HUMAN RESOURCES............................................................................................................. 4
GERAÇÃO/
GENERATION........................................................................................................................ 4
TRANSMISSÃO/
TRANSMISSION..................................................................................................................... 6
DISTRIBUIÇÃO/
DISTRIBUTION...................................................................................................................... 6
TELECOMUNICAÇÕES/
TELECOMMUNICATIONS........................................................................................................... 8
PARTICIPAÇÕES/
CORPORATE PARTNERSHIPS................................................................................................... 9
NOVOS PROJETOS/
NEW PROJECTS.................................................................................................................. 10
FLUXO DE ENERGIA/
ENERGY FLOW................................................................................................................... 14
MERCADO DE ENERGIA/
POWER MARKET................................................................................................................. 15
TARIFAS/
TARIFFS............................................................................................................................. 16
AÇÕES/
SHARES............................................................................................................................. 18
RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO CONSOLIDADO/
CONSOLIDATED ECONOMIC AND FINANCIAL PERFOMANCE.......................................................... 20
RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS/
SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFOMANCE............................................................. 31
2
PRINCIPAIS EVENTOS/MAIN EVENTS
Reajuste Tarifário - Distribuição
Pela Resolução ANEEL nº 1.158, de 21 de junho de 2011, as tarifas da COPEL Distribuição foram, em média, reajustadas em 5,55%, sendo 5,77% relativos ao reajuste tarifário anual e -0,22% relativos aos componentes fi nanceiros pertinentes, cor-respondendo a um efeito médio de 2,99% a ser percebido pelos consumidores cativos.
Distribution Rate Adjustment
Under ANEEL Resolution no. 1.158, dated June 21, 2011, COPEL Distribuição’s electricity rates were increased 5.55% on average, out of which 5.77% correspond to the annual economic rate review and -0.22% corresponds to fi nancial components, resulting in an average impact of 2.99% on the rates paid by captive customers.
Consumo Residencial/ Residential Consumption
365
465
565
Jan/Jan
Fev/Feb
Mar/Mar
Abr/Apr
Mai/May
Jun/Jun
Jul/Jul
Ago/Aug
Set/Sep
Out/Oct
Nov/Nov
Dez/Dec
GW
h
200920102011
Consumo Total/ Total Consumption
1540
1680
1820
1960
Jan/Jan
Fev/Feb
Mar/Mar
Abr/Apr
Mai/May
Jun/Jun
Jul/Jul
Ago/Aug
Set/Sep
Out/Oct
Nov/Nov
Dez/Dec
GW
h
200920102011
Consumo Industrial/ Industrial Consumption
460
560
660
Jan/Jan
Fev/Feb
Mar/Mar
Abr/Apr
Mai/May
Jun/Jun
Jul/Jul
Ago/Aug
Set/Sep
Out/Oct
Nov/Nov
Dez/Dec
GW
h
200920102011
Resultado
No primeiro semestre de 2011, a COPEL obteve lucro líquido de R$ 642,3 milhões. Somente no segundo trimestre, o lucro líquido foi de R$ 257,5 milhões.
Novo Planejamento Estratégico
A diretoria da COPEL divulgou em 18 de julho a síntese do Planejamento Estratégico referente ao período 2011 a 2015. Esse Planejamento foi elaborado de acordo com o Referencial Estratégico, redefi nido em abril de 2011. Os objetivos estratégicos são monitorados pelo Balanced Scorecard (BSC) para alcançar a visão da Companhia, com metas específi cas, mensuráveis, acordadas, realistas e temporais.
Venda de Energia
O mercado cativo de energia elétrica da COPEL cresceu 4,0% no primeiro semestre de 2011. As principais classes de con-sumo da COPEL registraram as seguintes variações: residencial 4,7%, comercial 6,8%, rural 4,7% e industrial 1,7%.
Os gráfi cos a seguir apresentam o consumo mensal de energia elétrica faturado pela COPEL no período de 2009 a 2011:
Net income
In the fi rst half of 2011, COPEL recorded net income of R$ 642.3 million. In the second quarter alone, net income was R$ 257.5 million.
New Strategic Planning
On July 18, COPEL’s management published a summary of the Company’s Strategic Planning for the period from 2011 to 2015. This planning has been prepared in compliance with COPEL’s Strategic Frame of Reference, redefi ned in April 2011. Strategic goals are assessed according to the Balanced Scorecard (BSC) with a view to accomplishing the Company’s vision statement, with specifi c, measurable, agreed, realistic, and timed goals.
Electricity Sales
COPEL’s captive market grew 4.0% in the fi rst half of 2011.The following variations were recorded in the consumption by the Company’s main customer categories: residential 4.7%, commercial 6.8%, rural 4.7%, and industrial 1.7%.
The following charts feature the monthly power consumption billed by COPEL from 2009 to 2011:
Consumo Comercial/ Commercial Consumption
280
360
440
Jan/Jan
Fev/Feb
Mar/Mar
Abr/Apr
Mai/May
Jun/Jun
Jul/Jul
Ago/Aug
Set/Sep
Out/Oct
Nov/Nov
Dez/Dec
GW
h
200920102011
3
Receita Anual Permitida (RAP) - Transmissão
A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, por meio da Resolução Homologatória no 1.171, de 28 de junho de 2011, estabeleceu as receitas anuais permitidas para as conces-sionárias de transmissão de energia elétrica.
O valor permitido para o ciclo 2011/2012 para os ativos de transmissão da COPEL Geração e Transmissão é de R$ 295,1 milhões, montante 18,3% superior ao concedido pela Resolução 1.021/2010 para o ciclo 2010/2011. Não estão considerados os valores referentes aos novos contratos de concessão ainda em fase de construção, como a Linha de Transmissão Cascavel Oeste - Foz do Iguaçu, que está prevista para entrar em operação em novembro de 2011 e deve trazer receita adicional de R$ 8,5 milhões/ ano.
UHE Colíder
A usina está sendo construída no rio Teles Pires (Mato Grosso) e terá 300 MW de capacidade instalada e 179,6 MW de energia assegurada. Da energia a ser gerada pela usina, 70% já foi vendida a 27 distribuidoras ao preço de R$ 103,40/MWh, e o restante será negociado no mercado livre. A COPEL realizou, em 15 de maio, o lançamento da pedra fundamental da Usina Hidre-létrica Colíder e inaugurou oficialmente o escritório administrativo que foi montado para atender às demandas do empreendimento. Ver página 11.
UHE Mauá
O Consórcio Cruzeiro do Sul, que detém a concessão da UHE Mauá, com 361 MW de potência instalada, é resultado de uma parceria entre a COPEL (com 51% de participação) e a Eletrosul (com 49%).
As obras encaminham-se para a conclusão. No dia 22 de julho, foram realizados com êxito todos os testes das instalações de transmissão da usina com a energização da linha entre Mauá e Figueira. Ver detalhes na página 10.
PCH Cavernoso II
O empreendimento, com 19 MW de potência instalada, tem previsão de entrada em operação em 2012. Após a construção da ensecadeira, iniciada em 15 de junho, será possível dar anda-mento à implantação do canal de desvio, previsto para dezembro de 2011. Ver página 11.
Participação em Parques Eólicos
A COPEL no dia 16 de junho divulgou a aprovação à participação em quatro parques eólicos que estão sendo insta-lados no interior do Rio Grande do Norte, no nordeste brasileiro. Quando concluídos terão potência instalada conjunta de 94 MW, o suficiente para o atendimento do consumo de uma cidade com 200 mil habitantes, aproximadamente.
A Companhia entrará com participação de 49,9% nos parques eólicos Farol (com 20 MW), Olho d’Água (30 MW), São Bento do Norte (30 MW) e Boa Vista (14 MW) da Dreen Brasil In-vestimentos e Participações, empresa vinculada ao Grupo Galvão Energia. A participação remanescente de 50,1% permanecerá com a própria Dreen.
Os empreendimentos tem previsão para entrar em operação a partir de 2013 e sua produção já foi comercializada por meio de contratos com 20 anos de duração no 2º Leilão de
Annual Allowed Revenues (Receita Anual Permitida or RAP) - Transmission
The National Electric Energy Agency – ANEEL, under Approval Resolution no. 1,171, dated June 28, 2011, established the annual allowed revenues for power transmission utilities.
The allowed revenues for cycle 2011/2012 for the transmission assets of COPEL Geração e Transmissão are R$ 295.1 million, a figure 18.3% higher than the one granted undr Resolution no. 1,021/2010 for cycle 2010/2011. This amount does not include new concession projects still under construction, such as the Cascavel West - Foz do Iguaçu Transmission Line, which is scheduled for operation in November 2011 and shall yield additional revenues of R$ 8.5 million a year.
Colíder Hydroelectric Power Plant
The concession to build and operate the Colíder Power Plant was signed on January 17, 2011. The facility will be built on the Teles Pires River (State of Mato Grosso), featuring 300 MW of installed capacity and 179.6 MW of assured power. Out of the facility’s total output, 70% have been sold to 27 distribution companies at the price of R$ 103.40/MWh, and the remainder will be made available on the free market. On May 15, COPEL launched the cornerstone of the Colíder Hydroelectric Power Plant and officially inaugurated the administrative office set up to meet the requirements of the project. See page 11 for more details.
Mauá Hydroelectric Power Plant
The Cruzeiro do Sul Consortium, which holds the concession for the Mauá Power Plant, rated 361 MW of installed capacity, is a partnership between COPEL (with a 51% interest) and Eletrosul (with 49%).
Construction work is currently nearing completion. On July 22, the Company successfully conducted all tests on the power plant’s transmission facilities, powering up the line between Mauá and Figueira. See page 10 for more details.
Cavernoso II SHP
This project, which will feature 19 MW of installed capacity, is scheduled to enter operation in 2012. Once construction of the coffer dam, which began on June 15, is completed, it will be possible to start construction of the diversion channel, scheduled for December 2011. See page 11 for more details.
Participation in Wind Power Projects
On June 16, COPEL disclosed the approval for the Company’s participation in four wind power projects currently being built in the State of Rio Grande do Norte, in the Brazilian Northeastern Region. When completed, they will feature aggregate installed capacity of 94 MW, which is enough to supply a town with approximately 200 thousand inhabitants.
The Company will hold a 49.9% stake in the Farol (20 MW), Olho d’Água (30 MW), São Bento do Norte (30 MW), and Boa Vista (14 MW) projects by Dreen Brasil Investimentos e Participações, a company under the Galvão Energia Group. The remaining stake of 50.1% is held by Dreen itself.
These projects will be online by 2013, and their output has been sold under 20-year agreements at ANEEL’s Second Auction of Energy from Alternative Sources in August last year. The installation of the four projects shall rely on financing BNDES
4
A COPEL encerrou o primeiro semestre de 2011 com 9.076 empregados, distribuídos da seguinte forma entre as sub-sidiárias integrais da Companhia:
COPEL Geração e Transmissão = 1.791 COPEL Distribuição = 6.759 COPEL Telecomunicações = 526
Ao fi nal de junho de 2011, a COPEL Distribuição tinha 564 consumidores por empregado.
A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas em que a COPEL possui participação acionária majoritária, contavam com 125, 6 e 9 empregados, respectivamente.
COPEL’s workforce at the end of the fi rst half of 2011 amounted to 9,076 employees assigned to the Company’s wholly-owned subsidiaries as follows:
COPEL Geração e Transmissão = 1,791 COPEL Distribuição = 6,759 COPEL Telecomunicações = 526
As of June 2011, COPEL Distribuição recorded a customer-to-employee ratio of 564.
Compagas, Elejor and UEG Araucária, companies in which COPEL holds a majority interest, had 125, 6 and 9 employees, respectively.
GERAÇÃO/ GENERATION
A COPEL encerrou o primeiro semestre de 2011 com COPEL’s workforce at the end of the fi rst half of 2011
RECURSOS HUMANOS/ HUMAN RESOURCES
Fontes Alternativas realizado em agosto passado pela ANEEL. A instalação dos quatro parques eólicos deverá contar com fi -nanciamentos do BNDES e enquadramento no REIDI – Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura. O faturamento dos empreendimentos deverá girar em torno de R$ 50 milhões anuais.
COPEL é a Melhor Segundo Abradee
Os consumidores residenciais atendidos pela COPEL manifestaram-se “muito satisfeitos” com a qualidade do atendi-mento prestado pela Companhia, conforme aponta a pesquisa nacional que mede o Índice de Satisfação do Cliente com a Qua-lidade Percebida.
Esse levantamento é promovido há 13 anos em âmbito nacional pela Abradee – Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica. O resultado obtido – nota fi nal 94,4 – foi o melhor já alcançado pela empresa desde que a pesquisa começou a ser feita. Ele coloca a COPEL como a distribuidora mais bem avaliada pelo cliente no Brasil.
Geoprocessamento da COPEL recebe Prêmio Internacional
Em 14 de julho, o projeto Migrageo da COPEL recebeu o prêmio internacional Special Achievement in GIS (Geographic Information System) - SAG, concedido pela empresa norte-americana Esri, que avalia e premia empresas de todo o mundo que possuem projetos inovadores na área de geoprocessamento. A Esri é líder mundial no segmento de softwares para sistemas de geoprocessamento e todos os anos promove um congresso com especialistas de todo o mundo sobre o tema, ocasião em que acontece a premiação, que nesse ano foi na cidade de San Diego, nos Estados Unidos.
O Migrageo é um projeto que está atualizando o sistema de geoprocessamento da área de distribuição de energia elétrica da Companhia. A COPEL foi uma das quatro selecionadas entre 1,6 mil empresas indicadas no mundo que utilizam a plataforma da Esri como base para o seu sistema de geoprocessamento.
and qualify under REIDI – Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura (The Special Incentive Regime for the Development of Infrastructure). Project revenues shall be around R$ 50 million a year.
COPEL is the Top Company by Abradee
Residential customers supplied by COPEL are “very satisfi ed” with the quality of the service provided by the Company, according to the nationwide Customer Satisfaction Survey.
This survey has been conducted for 13 years nationwide by Abradee – the Brazilian Association of Power Distribution Utilities. COPEL’s result – fi nal grade 94.4 – was the best ever achieved by the Company since the inception of the index. It places COPEL as the highest ranking company in Brazil.
COPEL’s Geoprocessing Project wins International Award
On July 14, COPEL’s Migrageo project was granted the Special Achievement in GIS (Geographic Information System), awarded by North American company Esri, which surveys and awards companies throughout the world that run innovative geoprocessing projects. Esri is the world leader in geoprocessing software systems and promotes an annual congress on the subject attended by experts from all over the globe. The congress, where the awards take place, was held this year in San Diego, in the United States.
Migrageo is a project to update the geoprocessing system of COPEL’s power distribution area. COPEL was one four fi nalists chosen out of 1.6 thousand companies around the world that employ Esri’s platform as a basis for their geoprocessing systems.
Na tabela a seguir são apresentadas a capacidade e a produção de energia do parque gerador da COPEL de janeiro a junho de 2011:
The following table features capacity and productivity fi gures from COPEL’s power plants, from January through June 2011:
5
COPEL also holds equity interests in other power generation projects, as shown below:
A COPEL também possui participação no capital de empreendimentos de geração de energia elétrica, conforme apre-sentado abaixo:
Principais Indicadores
Número de usinas: - COPEL: 18 (17 hidrelétricas e 1 termelétrica) - Participações: 7 (5 hidrelétricas, 1 termelétrica e 1 eólica)
Número de usinas automatizadas e teleoperadas: - COPEL: 12 - Participações: 3
Capacidade instalada:
- COPEL: 4.550 MW - Participações: 608 MW1
- Total: 5.158 MW
_______________________1 Proporcional à participação da COPEL no Capital.
Main Features
Number of power plants: - COPEL: 18 (17 hydroelectric and 1 thermal power plant) - Corporate Partnerships: 7 (5 hydroelectric, 1 thermal, and 1 wind power plant)
Number of automated and remote-controlled power plants: - COPEL: 12 - Corporate Partnerships: 3
Installed Capacity:
- COPEL: 4,550 MW - Corporate Partnerships: 608 MW1
- Total: 5.158 MW
_______________________1 Proportional to the Company’s stake
Usinas/ Power Plants
Capacidade Instalada/ Installed Capacity
(MW)
Garantia Física/ Assured Power
(MW médio/ Average MW)
Geração/ Generation
(GWh)
Vencimento da Concessão/Concession Expires
Hidrelétricas/ Hydro Plants 4.529,6 1.951,7 12.649,2 -Gov. Bento M. da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 4.151,8 2023
Gov. Ney Aminthas de B. Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 3.832,9 2029
Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 3.580,4 2030
Gov. Pedro V. Parigot de Souza 260,0 109,0 824,3 2015
Guaricana 36,0 16,1 100,8 2026
Chaminé 18,0 11,6 32,5 2026
Apucaraninha 10,0 6,7 34,0 2025
Mourão 8,2 5,3 27,6 2015
Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 26,0 2029
Marumbi 4,8 6,2 11,5 *
São Jorge 2,3 1,6 7,2 2024
Chopim I 2,0 1,5 7,4 2015
Rio dos Patos 1,7 1,1 4,2 2014
Cavernoso 1,3 1,0 4,0 2031
Melissa 1,0 0,6 3,0 **
Salto do Vau 0,9 0,6 1,3 **
Pitangui 0,9 0,5 0,3 **
Termelétrica/ Thermal Plant 20,0 10,3 44,1 -Figueira 20,0 10,3 44,1 2019
TOTAL 4.549,6 1.962,0 12.693,3 -
* Em homologação na ANEEL/ Submitted to ANEEL for ratifi cation.** Usinas com capacidade inferior a 1 MW possuem apenas registro na ANEEL/ Power plants with capacity below 1 MW are only required to be registered at ANEEL.
Usinas/ Power Plants
Capacidade Instalada/Installed Capacity
(MW)
Garantia Física/Assured Power
(MW médio/ Average MW)
Participação da Copel/Copel's Stake
(%)
Vencimento da Concessão/Concession Expires
UTE Araucária 484,1 365,2 80,00 2029
UHE Santa Clara (Elejor) 123,4 72,4 70,00 2036
UHE Fundão (Elejor) 122,5 67,9 70,00 2036
UHE Dona Francisca 125,0 78,0 23,03 2033
PCH Júlio de Mesquita Filho (Foz do Chopim) 29,1 20,4 35,77 2030
UHE Lajeado (Investco S.A.) 902,5 526,6 0,82 2033
Centrais Eólicas de Palmas (Ceolpar) 2,5 0,6 100,00 2029
6
Linhas de Transmissão
Na tabela abaixo é apresentada a extensão das linhas de transmissão da COPEL por nível de tensão:
Subestações
A tabela a seguir apresenta o dimensionamento do parque de subestações de transmissão da COPEL, aberto por tensão:
Transmission Lines
The following table presents the length of COPEL’s transmission lines by voltage level:
Substations
The main features of COPEL’s transmission substations are shown below, broken down by voltage level:
Linhas de Distribuição
Na tabela a seguir são apresentadas as linhas de distri-buição da COPEL:
Redes Compactas
A COPEL vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos.
Ao fi nal de junho de 2011, a extensão das redes com-pactas de distribuição instaladas era de 2.366 km.
Distribution Lines
The following table features information about COPEL’s distribution lines:
Compact-Design Distribution Lines
COPEL has continued to implement compact-design distribution lines in urban areas with a high concentration of trees surrounding the distribution grids. This technology helps to preserve the environment, as trees in the vicinity of power grids do not need to be cut off or severely trimmed, and to improve the quality of power supply by reducing the number of unplanned outages.
The total length of urban compact-design distribution lines in operation as of June 2011 was 2,366 km.
Linhas de Transmissão Transmission Lines
TRANSMISSÃO/TRANSMISSION
Linhas de Distribuição Distribution Lines
DISTRIBUIÇÃO/DISTRIBUTION
Linhas de Transmissão/ Transmission Lines km
69 kV 5,4 138 kV 7,2 230 kV 1.737,6 500 kV 162,8
TOTAL 1.913,0
Tensão/ Voltage
Subestações Automatizadas/Automated Substations MVA
230 kV 27 7.802,0
500 kV 4 2.800,0
TOTAL 31 10.602,0
Linhas de Distribuição/Distribution Lines km
13,8 kV 97.310,5 34,5 kV 80.015,8
69 kV 980,9 138 kV 4.625,7230 kV 66,1
TOTAL 182.999,0
7
Redes Secundárias Isoladas
A COPEL também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220 V), que apresentam vantagens signifi cativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os indicadores DEC e FEC, difi cultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras.
Ao fi nal de junho 2011, a extensão das redes de distri-buição secundárias isoladas instaladas era de 6.957 km.
Subestações
A tabela a seguir apresenta o dimensionamento do parque de subestações de distribuição da COPEL, aberto por tensão:
Secondary Isolated Lines
COPEL has also invested in low-voltage (127/220 V) secondary isolated lines, which offer such signifi cant advantages over regular overhead lines as: improvement in DEC and FEC distribution performance indicators, defense against illegal connections, improved environmental conditions, reduced tree areas subject to trimming, improved safety, reduced voltage drops throughout the grid, and increased transformer useful life due to the reduction of short-circuits, among other advantages.
The total length of secondary isolated lines in operation as of June 2011 was 6,957 km.
Substations
The main features of COPEL’s distribution substations are shown below, broken down by voltage level:
Main Features
Number of municipalities: 393 Number of localities served: 1,115
Quality of Supply
The main indicators of power supply quality are DEC (outage duration by consumer/year) and FEC (outage frequency by consumer/year).
The evolution of such indicators, as well as the average waiting times, are shown below:
Qualidade de Fornecimento
Os dois principais indicadores da qualidade do forne-cimento de energia elétrica são o DEC (duração equivalente de interrupções por consumidor) e o FEC (frequência equivalente de interrupções por consumidor).
A evolução desses indicadores e do tempo de espera é mostrada no quadro a seguir:
Princiopais Indicadores
Número de municípios atendidos: 393 Número de localidades atendidas: 1.115
* DEC medido em horas e centesimal de horas./ DEC measured in hours and hundredths of an hour.
Tensão/ Voltage
Subestações Automatizadas/Automated Substations MVA
34,5 kV 234 1.516,9 69 kV 35 2.269,4 138 kV 82 5.865,5
TOTAL 351 9.651,8
Jan / Jun DEC*(horas/ hours)
FEC(interrupções/ outages)
Tempo de espera (horas)/Waiting time (hours)
2007 6,15 6,11 1:19
2008 5,95 5,27 1:22
2009 5,29 4,81 1:29
2010 5,80 4,91 1:37
2011 5,40 4,17 1:37
8
Os principais indicadores físicos da COPEL na área de telecomunicações ao fi nal de junho de 2011 são os seguintes:
Cabos ópticos instalados no anel principal: 6.736 km
Cabos ópticos auto-sustentados: 12.313 km
Cidades atendidas: - Estado do Paraná: 262 - Estado de Santa Catarina: 2
Número de clientes: 1.100
The main physical indicators of COPEL’s telecommunications unit as of June 2011 are:
Total length of optical cables within the main ring: 6,736 km
Total length of self-sustained optical cables: 12,313 km
Number of cities served: - State of Paraná: 262 - State of Santa Catarina: 2
Number of customers: 1,100
Rede de Fibra Óptica da COPEL Telecomunicações/ COPEL Telecomunicações Fiber Optic Network
Mapa do Estado do Paraná/ Map of the State of Paraná
TELECOMUNICAÇÕES/TELECOMMUNICATIONS
9
A COPEL participa de empresas e consórcios em diversos setores, tais como energia elétrica, saneamento, serviços, gás e telecomunicações.
COPEL’s portfolio comprises interests in companies and consortia operating in different sectors, such as electric power, sanitation, services, gas supply, and telecommunications.
Power Sector
COPEL participates in seven power generation projects with total installed capacity of 1,789 MW, as shown below:
Setor de Energia Elétrica
A COPEL tem participação em sete empreendimentos de geração de energia elétrica com capacidade instalada total de 1.789 MW, conforme demonstrado abaixo:
Other Sectors
COPEL also holds interests in companies in the gas, telecommunications, sanitation, and service sectors, as shown below:
Outros Setores
A COPEL também tem participação em empresas de gás, telecomunicações, saneamento e serviços, conforme apresentado na tabela a seguir:
A COPEL participa de empresas e consórcios em diversos COPEL’s portfolio comprises interests in companies and
PARTICIPAÇÕES/CORPORATE PARTNERSHIPS
* Os ativos da UHE Lajeado estão arrendados às demais concessionárias da mesma em frações ideais dos ativos existentes./ The assets of the Lajeado Hydroelectric Power Plant are leased to its other concession holders in proportional shares of the existing assets.
*Em processo de liquidação./ Currently being liquidated.
Empreendimento/Company
Capacidade Instalada/Installed Capacity
(MW)
Sócios/Partners
PPA assinado com/PPA signed with
UTE Araucária484,1
COPEL - 20% COPEL GET - 60% Petrobras - 20%
Locado para Petrobras/Leased to Petrobras
Elejor - UHE Santa Clara - UHE Fundão
123,4122,5
COPEL - 70% Paineira Participações - 30%
COPEL DistribuiçãoConsumidores Livres/ Free Customers
DFESA - UHE Dona Francisca
125,0
COPEL - 23,03%Gerdau - 51,82%Celesc - 23,03%Desenvix - 2,12%
COPEL GET
Foz do Chopim29,1
COPEL - 35,77%Silea Participações - 64,23%
Consumidores livres/Free customers
Lajeado (Investco S.A.)
902,5
CEB Lajeado - 16,95%Paulista Lajeado Energia S.A. - 5,93%EDP Energias do Brasil S.A. - 4,57%Lajeado Energia S.A. - 62,43%COPEL - 0,82% Furnas Centrais Elétricas S.A. - 0,21%Outros/ Other - 9,09%
*
Centrais Eólicas do Paraná 2,5 COPEL - 30%COPEL GET - 70%
Consumidores livres/Free customers
*Em processo de liquidação./ Currently being liquidated.
Empreendimento/ Company Setor/ Sector Sócios/ Partners
Dominó Holdings S.A. Saneamento/Sanitation
COPEL - 45,0% Andrade Gutierrez - 27,5%Daleth Participações - 27,5%
Compagas Gás/Gas
COPEL - 51,0%Gaspetro - 24,5%Mitsui Gás - 24,5%
Sercomtel S.A. Telecom Telecomunicação/ Telecommunications
COPEL - 45,0%Município de Londrina - 55,0%
Sercomtel S.A. Celular Telecomunicação/Telecommunications COPEL - 45,0%
Município de Londrina - 55,0% Carbocampel S.A. Exploração de Carvão/
Coal miningCOPEL - 49,0%Carbonífera Cambuí - 51,0%
Escoelectric Ltda. Serviços/Services
COPEL - 40,0%Lactec - 60,0%
Copel-Amec Ltda.* Serviços/Services
COPEL - 48,0%Amec - 47,5%Lactec - 4,5%
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NOVOS PROJETOS/NEW PROJECTS
Informações Contábeis
Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis referentes às participações da COPEL:
Accounting Information
Accounting information concerning COPEL’s interests in other companies is shown on the following table:
R$ 1.000
Participações/Partnerships
Ativo Total/Total Assets
Patrimônio Líquido/Shareholders' Equity
Rec. Oper. Líquida/Net Oper. Revenues
Lucro Líquido/Net Income
Elejor S.A. 767.901 70.298 94.386 (2.289)
UTE Araucária Ltda. 649.163 642.198 14.871 (2.031)
Dominó Holdings S.A. 348.251 338.695 2.2917* 21.453
Dona Francisca Energética S.A. 294.044 228.389 32.770 16.621
Sercomtel S.A. - Telecomunicações 277.022 167.425 70.560 6.393
Compagas S.A. 264.833 199.601 134.453 17.850
Foz do Chopim Energética Ltda. 49.180 46.499 17.672 14.832
Centrais Eólicas do Paraná Ltda. 11.055 3.719 365 658
Sercomtel Celular S.A. 11.233 - 14.088 (2.980)
Carbocampel S.A. 3.553 2.469 - (26)
Escoelectric Ltda. 2.553 (2.718) - (71)Copel-Amec Ltda. (em liquidação) 335 333 - 9
* Receita de equivalência mais juros sobre capital próprio/ Equity investment revenues plus interest on capital.Dados ajustados às práticas da COPEL./ This data was adjusted to COPEL’s practices.
Usina Hidrelétrica Mauá
No Leilão de Energia Nova nº 04/2006-ANEEL, realizado no dia 10 de outubro de 2006, o Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, fi rmado entre COPEL Geração e Transmissão S.A. (51%) e Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (49%), na qualidade de produtor independente de energia, conquistou a concessão para a explo-ração da Usina Hidrelétrica Mauá por 35 anos. A energia dessa usina foi comercializada nesse leilão à tarifa de R$ 112,96/MWh, na data base de 1º de novembro de 2006, com atualização pela variação do IPCA. Foram negociados 192 MW médios, com o início de fornecimento em janeiro de 2011.
O empreendimento está localizado no rio Tibagi, no Esta-do do Paraná, sendo constituído por uma casa de força principal de 350 MW e outra secundária de 11 MW, totalizando 361 MW de potência instalada.
O projeto está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) e tem investimento total previsto de R$ 1,1 bilhão. Foi assinado entre a COPEL, o BNDES e o Banco do Brasil um contrato de fi nanciamento para a usina no montante de R$ 339 milhões.
Os trabalhos foram iniciados em maio de 2007. O início da operação comercial da usina está previsto para o inicio de 2012.
Mauá Hydroelectric Power Plant
On October 10, 2006, at Auction of Power from New Projects no. 04/2006-ANEEL, Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, an independent power producer owned by COPEL Geração e Transmissão (with a 51% interest) and by Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (49%), won the rights to the 35-year concession of the Mauá Hydroelectric Power Plant. The facility’s total power output was sold at this auction at a price of R$ 112.96/MWh, as of November 1, 2006, restated annually according to the variation of the IPCA infl ation index. The company sold 192 average MW, for supply starting in January 2011.
The facility is located on the Tibagi River, in the State of Paraná, and will comprise a main power plant rated 350 MW and an additional small hydropower unit rated 11 MW, for a total of 361 MW of installed capacity.
The project is included the Federal Government’s Growth Acceleration Program (PAC), and total estimated expenditures amount to R$ 1.1 billion. COPEL, BNDES, and Banco do Brasil have signed a fi nancing agreement for the Mauá Power Plant in the amount of R$ 339 million.
Construction began in May 2007. The power plant’s commercial operation is scheduled for early in 2012.
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São Jerônimo Hydroelectric Power Plant
This project comprises the future São Jerônimo Hydroelectric Facility, on the Tibagi River, in the State of Paraná, with 331 MW of installed capacity. The implementation of the project is based on a concession for the use of public property won at ANEEL Auction 02/2001 by the São Jerônimo consortium, in which COPEL has a 41.2% interest. The beginning of construction work is subject to National Congress authorization, pursuant to article 231, 3rd paragraph, of the Federal Constitution, since the facility’s reservoir reaches Native Brazilian areas.
Colíder Hydroelectric Power Plant
On July 30, 2010, at Auction of Power from New Projects no. 03/2010-ANEEL, COPEL Geração e Transmissão S.A. won the rights to the 35-year implementation and operation concession of the Colíder Hydroelectric Power Plant. Concession Contract no. 01/2011-MME-Colíder HPP, for use of public property for power generation, was signed by the Federal Government and COPEL Geração e Transmissão on January 17, 2011.
The facility will have 300 MW of installed capacity, 179.6 average MW of assured power, and will be built on the Teles Pires River, in the State of Mato Grosso. The service order for the beginning of construction work was delivered to the EPC consortium on March 1, 2011, and commercial operation is scheduled to begin in late 2014. Total expenditures are estimated at approximately R$ 1.5 billion. A total of 125 average MW were sold at this auction at a price of R$ 103.40/MWh, as of August 1, 2010, restated annually according to the variation of the IPCA inflation index. This amount was sold for 30-year supply starting in January 2015, and the remainder of the plant’s capacity is still available for sale.
Cavernoso II Small Hydropower Plant (SHP)
The Cavernoso II SHP will have 19 MW of installed capacity, 10.6 average MW of assured power, and will be built on the Cavernoso River, in the State of Paraná. The license for the construction site and the authorization for mobilization of construction work were issued on March 21, 2011. Commercial operation is scheduled for late 2012. Estimated expenditures are R$ 120 million.
On August 26, 2010, at Auction of Power from New Projects no. 07/2010-ANEEL, COPEL Geração e Transmissão S.A. sold 7.6 average MW at a price of R$ 146.99/MWh. The sales agreements signed at this auction set forth 30-year supply starting in January 2013. The remaining power is available for sale.
On February 28, 2011, Ordinance no. 133/2011-MME was published, authorizing COPEL Geração e Transmissão S.A. to operate as an independent power producer to operate the Cavernoso II SHP.
The service order for the beginning of mobilization and construction work was signed on April 18, 2011, and the river diversion channel is currently being excavated.
Usina Hidrelétrica São Jerônimo
O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelé-trico São Jerônimo, com potência instalada prevista de 331 MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A implantação do empreendimento terá como base a concessão de uso do bem público constante do Edital de Leilão ANEEL 02/2001 e que está adjudicada ao Consórcio São Jerônimo, no qual a COPEL possui 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária a autorização do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Constituição Federal, visto que o reservatório da usina atinge áreas indígenas.
Usina Hidrelétrica Colíder
No Leilão de Energia Nova nº 03/2010-ANEEL, realizado no dia 30 de julho de 2010, a COPEL Geração e Transmissão S.A. conquistou a concessão para implantação e exploração da Usina Hidrelétrica Colíder por 35 anos. O Contrato de Concessão nº 01/2011-MME-UHE Colíder, de uso de bem público para geração de energia elétrica, foi celebrado entre a União e a COPEL Geração e Transmissão em 17 de janeiro de 2011.
A usina terá potência instalada de 300 MW e garantia física de 179,6 MW médios e está sendo implantada no rio Teles Pires, no Estado do Mato Grosso. A ordem de serviço para início das atividades de implantação foi entregue ao consórcio EPC em 1º de março de 2011, e o início da operação comercial está previsto para o final de 2014. O investimento é de aproximadamente R$ 1,5 bilhão. Foram negociados 125 MW médios à tarifa de R$ 103,40/MWh na data base de 1º de agosto de 2010, com atualização pela variação do IPCA. A energia vendida será fornecida por 30 anos a partir de janeiro de 2015, e a energia restante está disponível para comercialização.
Pequena Central Hidrelétrica Cavernoso II
A PCH Cavernoso II terá potência instalada de 19 MW e garantia física de 10,6 MW médios e está sendo implantada no rio Cavernoso, no Estado do Paraná. A disponibilização do local das obras e a autorização para mobilização foram emitidas em 21 de março de 2011. O início da operação comercial está previsto para o final de 2012. O investimento é estimado em R$ 120 milhões.
No Leilão de Energia Nova nº 07/2010-ANEEL, realizado no dia 26 de agosto de 2010, a COPEL Geração e Transmissão S.A. comercializou 7,6 MW médios por R$ 146,99/MWh. Os con-tratos de venda de energia oriundos desse leilão terão período de fornecimento de 30 anos a partir de janeiro de 2013. O restante da energia está disponível para comercialização.
Em 28 de fevereiro de 2011, foi publicada a Portaria nº 133/2011-MME, que autoriza a COPEL Geração e Transmissão S.A. a se estabelecer como produtor independente de energia elétrica para a exploração da PCH Cavernoso II.
A ordem de serviço para início da mobilização e conse-quente início das obras de implantação foi assinada em 18 de abril de 2011 e a obra encontra-se em fase de escavação do canal de desvio do rio.
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Hydroelectric Potential Surveyed Along the Piquiri River
COPEL has obtained registration before ANEEL to conduct feasibility studies on four hydroelectric power plants which may be implemented on the Piquiri River, in the State of Paraná.
On March 25, 2011, COPEL signed an agreement with the company that will conduct the feasibility studies for these facilities.
The following table features these projects, which amount to 438.6 MW of installed capacity.
Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri
A COPEL obteve registro ativo perante a ANEEL para a elaboração de estudos de viabilidade de quatro usinas hidrelétricas localizadas no rio Piquiri, no Estado do Paraná.
Em 25 de março de 2011 a COPEL assinou contrato com a empresa que fará o estudo de viabilidade dessas usinas.
A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 438,6 MW de capacidade instalada.
Projetos de Geração de Energia Elétrica em Carteira
A COPEL possui participação em alguns projetos de ge-ração em PCHs que somam 206,2 MW de capacidade instalada. A tabela a seguir apresenta as características desses projetos:
Power Generation Projects in COPEL’s Portfolio
COPEL participates in certain power generation projects in SHPs which amount to 206.2 MW of installed capacity. The following table presents the main features of these projects:
Participation at Auctions for Power from New Facilities
COPEL has conducted technical, social, environmental, institutional, and economic feasibility studies to support corporate decision-making regarding participation in bids for hydroelectric power plant concessions which will be auctioned off at upcoming auctions of new power generation projects offered by ANEEL.
For participation in these auctions, COPEL has also published two public invitations for prospective partners interested in joint bidding for concessions for construction and operation of the hydroelectric power plant projects scheduled for auctioning in 2011 (Public Invitation no. 01/2011) and interested in supplying goods and services for the implementation of these power plants (Public Invitation no. 04/2011).
Participação em Leilões de Energia Nova
A COPEL está desenvolvendo estudos de viabilidade técnica, socioambiental, institucional e econômica para subsidiar decisões sobre a participação nas disputas de concessões para implantação e exploração das usinas hidrelétricas que serão licita-das nos próximos leilões de novos empreendimentos de geração promovidos pela ANEEL.
Para a participação nesses leilões, a COPEL também publicou duas Chamadas Públicas convocando interessados em formar parcerias com o propósito de disputar concessões para implantação e exploração das usinas hidrelétricas previstas para serem leiloadas em 2011 (Chamada Pública nº 01/2011) e interes-sados em fornecer bens e serviços para implantação das usinas hidrelétricas previstas para serem leiloadas em 2011 (Chamada Pública nº 04/2011).
Projeto - UHE/Project - Hydro Plant
Capacidade Instalada Estimada/ Estimated Installed Capacity
(MW)
UHE Apertados 135,5
UHE Comissário 105,3
UHE Foz do Piquiri 101,2
UHE Ercilândia 96,6
Projeto - PCH/Project - SHP
Capacidade Instalada Estimada/ Estimated Installed Capacity
(MW)
Energia Assegurada Estimada/Estimated Assured Power (MW médio/ Average MW)
Participação da COPEL/ COPEL' Stake
(%)
Bela Vista 29,0 18,0 36,0
Dois Saltos 25,0 13,6 30,0
Foz do Curucaca 29,5 16,2 15,0
Salto Alemã 29,0 15,9 15,0
São Luiz 26,0 14,3 15,0
Pinhalzinho 10,9 5,9 30,0
Alto Chopim 20,3 11,2 15,0
Burro Branco 10,0 5,1 30,0
Rancho Grande 17,7 9,7 15,0
Foz do Turvo 8,8 4,7 30,0
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Power Transmission Projects
COPEL Geração e Transmissão has been developing the projects and obtaining the relevant authorizations for the beginning of construction of the 500-kV Araraquara II – Taubaté transmission line and the 230/138-kV Cerquilho III substation, both located in the State of São Paulo. With scheduled commercial operation in October 2012, these projects will yield annual allowed revenues of approximately R$ 23 million to the Company.
Also underway is the construction of the 500-kV Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste Transmission Line and the new area of the 230-kV São José dos Pinhais Industrial District Substation, both scheduled to enter operation in 2011. The annual allowed revenues of these projects is approximately R$ 10.5 million.
The Company has recently been granted authorization to implement capacitor clusters at 230 kV, 138 kV, and 69 kV, yielding approximately R$ 5.1 million/ year in revenues, to implement a second circuit between the Uberaba and Umbará substations, yielding R$ 1.3 million/ year in revenues, and to install 230-13.8-kV transformers in the Uberaba substation, yielding R$ 1.9 million/ year in allowed transmission revenues. Other authorizations are expected over the coming months, and ANEEL has already requested information from COPEL to proceed with these authorizations.
Diversification of Energy Sources
COPEL has also conducted many projects aimed at diversifying its energy sources, as shown below:
- Public Invitations for Partnerships: COPEL is interested in forging partnerships with companies that have SHP, wind power, and biomass (thermal) power generation projects. COPEL may be a minority holder in any such partnership;
- Biomass Partnerships: COPEL, under a Tender Notice, is currently selecting alcohol and sugar processing plant owners with available sugarcane pulp output for energy generation and interest in setting up special purpose companies. The business arrangements shall involve existing thermal power plants (TPPs) or their expansion or implementation next to alcohol and sugar processing plants. The generated energy will be consumed by the alcohol and sugar processing plants, and surpluses will be sold at market prices;
- Urban Solid Waste (USW): at the end of December 2010, COPEL signed a cooperation agreement with the Federal Technological University of Paraná, Sanepar, and the State Department of Urban Development for an R&D project comprising the study and the establishment of efficient technological routes for the processing of urban solid waste for purposes of power generation and recycling at no environmental cost and no need for landfills. This stage of technological studies is estimated to last 12 months. Once the technological routes are developed, the next step is to develop a trial project at a location within the State of Paraná yet to be determined; and
- Other sectors: COPEL is also involved in other projects, either under study or under way, for the development of non-hydraulic renewable energy sources: wind power mapping throughout Brazil, development and growth of microalgae for energy purposes, photovoltaic power, power generation using raw vegetable oil, energy forests, among others.
Empreendimentos de Transmissão
A COPEL Geração e Transmissão vem desenvolvendo os projetos e obtendo as autorizações necessárias para o início das obras da linha de transmissão 500 kV Araraquara II - Taubaté e da subestação Cerquilho III, 230/138 kV, ambas no Estado de São Paulo. Com previsão de entrada em operação no mês de outubro de 2012, esses empreendimentos proporcionarão à Companhia uma receita anual permitida de aproximadamente R$ 23 milhões.
Encontram-se ainda em andamento as obras de constru-ção da Linha de Transmissão em 500 kV Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste e do novo pátio da subestação em 230 kV Distrito Industrial de São José dos Pinhais, ambas com previsão de entrada em operação em 2011. A receita anual permitida para esses empre-endimentos é de aproximadamente R$ 10,5 milhões.
Recentemente a Empresa recebeu ainda a autorização para implantar bancos de capacitores nas tensões de 230 kV, 138 kV e 69 kV, proporcionando uma receita de aproximadamente R$ 5,1 milhões/ ano, implantação do segundo circuito entre as subestações de Uberaba e Umbará, em 230 kV, com receita de R$ 1,3 milhão/ ano e instalação de transformadores 230-13,8 kV na subestação Uberaba, com receita autorizada de R$ 1,9 milhão/ ano para a transmissão. Outros processos de autorização estão sendo aguardados para os próximos meses, tendo a ANEEL já solicitado informações da COPEL para proceder tais autorizações.
Diversificação da Matriz Energética
A COPEL também está desenvolvendo vários projetos para a diversificação de sua matriz energética, conforme apresen-tado a seguir:
- Chamadas Públicas para Parcerias: a COPEL está interessada em formar parceria com empresas que possuam projetos de PCHs, empreendimentos de geração eólica, e termelétricas à biomassa. A Companhia poderá ser minoritária em qualquer parceria que vier a firmar;
- Formação de Parcerias em Biomassa: a COPEL, por meio de Chamada Pública, está selecionando interessados em constituir Sociedade de Propósito Específico (SPE) e que sejam proprietá-rios de Usinas de Açúcar e Álcool (UAAs) com disponibilidade de bagaço de cana para utilização na produção de energia. O negócio deverá contemplar a existência, expansão ou implantação de uma usina termelétrica (UTE) integrada à UAA. A energia produzida será consumida pela UAA, e o excedente será comercializado a preços de mercado;
- Resíduos Sólidos Urbanos (RSU): no final de dezembro de 2010 foi assinado convênio para projeto de Pesquisa e Desenvolvimen-to, liderado pela COPEL e envolvendo a Universidade Tecnológica Federal do Paraná, a Sanepar e a Secretaria do Desenvolvimento Urbano, visando o estudo e a definição de rotas tecnológicas eficientes no processamento de resíduos sólidos urbanos para fins de produção de energia e o aproveitamento de materiais re-cicláveis sem qualquer passivo ambiental ou necessidade de uso de aterros sanitários. Essa etapa de prospecção tecnológica tem duração estimada em 12 meses. Uma vez desenvolvidas as rotas tecnológicas, a idéia é desenvolver um projeto piloto em local no Estado do Paraná ainda a ser escolhido; e
- Outros projetos: a COPEL possui também, em estudo ou já em fase de estruturação, outros projetos para desenvolvimento de energias renováveis não hidráulicas: estudos de mapeamento dos locais no Brasil com potencial para aproveitamento eólico, desenvolvimento e cultivo de microalgas para fins energéticos, energia solar fotovoltaica, produção de energia elétrica a partir do óleo vegetal bruto, florestas energéticas, dentre outros.
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Consolidated Energy Flowchart (Jan/ Jun 2011)
Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE./ Amounts subject to changes after settlement by CCEE.
CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado/ Energy Purchase Agreements in the Regulated Market MRE: Mecanismo de Realocação de Energia/ Energy Reallocation Mechanism CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo)/ Electric Power Trade Chamber (Spot Market)CG = Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG)/ Center of Gravity of the Submarket (difference between billed energy and energy received from CG)
Fluxo de Energia - COPEL Geração e Transmissão Energy Flowchart - COPEL Geração e Transmissão
Consolidated Energy Flowchart (Jan/ Jun 2011)
FLUXO DE ENERGIA/ENERGY FLOW
Fluxo de Energia Consolidado (Jan/ Jun 2011)
GWh
GWh
1S11/1H11 1S10/1H10 Var. %
Geração própria/ Own generation 12.693 12.922 (1,8)
CCEE (MCP) 199 49 306,1
Dona Francisca 309 320 (3,4)
Disponibilidade/ Available Power 13.201 13.291 (0,7)
Contratos bilaterais/ Bilateral contracts 529 790 (33,0)
CCEAR – COPEL Distribuição 657 609 7,9
CCEAR – outras/ Other 6.972 6.584 5,9
Consumidores livres/ Free customers 449 486 (7,6)
CCEE (MCP) 25 2 -
MRE 4.235 4.481 (5,5)
Perdas e diferenças/ Losses and differences 334 339 (1,5)
Geração Própria / Own Generation12.693 48,1% 42,0%
1,1%
Consumidores Livres / Free Customers1,7%
47,8%
13.690 51,9%Itaipu: 2.615
Itiquira: 451Dona Francisca: 309 7,4%
CCEE (MCP): 337Outros/ Other: 846
639
Perdas e diferenças / Losses and Differences
529
CCEAR: 9.132
223MRE:
Ct Bilaterais/ Bilateral Contracts:
128
1.934
4.235
Energia Suprida / Supplied Energy
1.167Alocação de contratos no CG/ CG Contracts:
CCEE (MCP):
12.616
Rede básica/ Basic Network losses:Distribuição/ Distribution losses:
449
Energia Comprada / Purchased Energy
Disponibilidade/COPEL's available
Mercado Cativo/ Captive Market11.086
Concessionárias/ Wholesale
CCEAR:
298
7.629
26.383
Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE./ Amounts subject to changes after settlement by CCEE.
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MERCADO DE ENERGIA/POWER MARKET
Fluxo de Energia - COPEL Distribuição Energy Flowchart - COPEL Distribuição
Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE./ Amounts subject to changes after settlement by CCEE.Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE./ Amounts subject to changes after settlement by CCEE.
GWh
1S11/1H11 1S10/1H10 Var. %
Itaipu 2.615 2.627 (0,5)
CCEAR - COPEL Geração e Transmissão 657 609 7,9
CCEAR - outras/ Other 8.337 7.625 9,3
Leilão de ajuste/ Adjustment auction 138 - -
CCEE (MCP) 138 268 (48,5)
Itiquira 451 451 -
Outros/ Other 846 850 (0,5)
Disponibilidade/ Available Power 13.182 12.430 6,0
Mercado cativo/ Captive market 11.086 10.661 4,0 Concessionárias/ Wholesale 298 279 6,8
CCEE (MCP) 198 3 -
Perdas e diferenças/ Losses and differences 1.600 1.487 7,6 Rede Básica/ Basic Network 305 281 8,5
Distribuição/ Distribution 1.167 1.078 8,3
Contratos/ Contracts 128 128 -
COPEL Distribuição - Mercado Cativo
De janeiro a junho de 2011, o mercado cativo cresceu 4,0% e foi responsável pelo consumo de 11.086 GWh.
A classe residencial consumiu 3.103 GWh, registrando crescimento de 4,7%, devido, principalmente, ao acréscimo de 4,0% no número de consumidores. No fi nal de junho de 2011, essa classe representava 28,0% do mercado cativo da COPEL, totalizando 3.008.656 consumidores residenciais.
A classe industrial cresceu 1,7%, consumindo 3.558 GWh nos seis primeiros meses do ano. Esse resultado foi infl uenciado pelo crescimento da produção industrial paranaense, particular-mente dos setores de veículos automotores, alimentos, máquinas, aparelhos e materiais elétricos, e também pelo aumento de 8,6% no número de consumidores industriais. Ao fi nal de junho, essa classe englobava 32,1% do mercado cativo da COPEL, com 73.573 consumidores atendidos.
A classe comercial consumiu 2.408 GWh, o que represen-ta um crescimento de 6,8%, infl uenciado pelo mercado de trabalho aquecido e pelos refl exos da expansão de crédito ocorrida nos trimestres anteriores. No fi nal do período, essa classe representava 21,7% do mercado cativo da COPEL, e eram atendidos 320.773 consumidores.
A classe rural consumiu 965 GWh e cresceu 4,7%, em decorrência do aumento da produção dos principais produtos agrícolas no Estado. Essa classe representa 8,7% do mercado cativo da COPEL, e, ao fi nal do primeiro semestre, eram atendidos 359.548 consumidores rurais.
As outras classes (poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e consumo próprio) consumiram 1.052 GWh, au-mento de 2,8% no período. Essas classes de consumo equivalem a 9,5% do mercado cativo da COPEL. No fi nal do período, eram atendidos 50.389 consumidores.
A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo aberto por classe de consumo:
COPEL Distribuição’s Captive Market
From January through June 2011, COPEL Distribuição’s captive market grew 4.0%, accounting for the consumption of 11,086 GWh.
Residential customers consumed 3,103 GWh, with 4.7% growth, due mostly to the 4.0% increase in the number of customers. At the end of June 2011, this category accounted for 28.0% of COPEL’s captive market, with 3,008,656 customers.
Industrial customers consumed 3,558 GWh in the fi rst six months of the year, with 1.7% growth. This result was infl uenced by the increased industrial output in the State, particularly in the vehicles, foodstuffs, machinery, electrical appliances and electrical materials industries, and by the 8.6% increase in the number of industrial customers. At the end of June 2011, this category accounted for 32.1% of COPEL’s captive market, with 73,573 customers.
Commercial customers consumed 2,408 GWh, with 6.8% growth, on account of the improving job market and the higher availability of credit in previous quarters. At the end of June 2011, this category accounted for 21.7% of COPEL’s captive market, with 320,773 customers.
Rural customers consumed 965 GWh, with 4.7% growth, due to increased output of the main crops in the State. At the end of the semester, this category accounted for 8.7% of COPEL’s captive market, with 359,548 customers.
The other consumption categories (public agencies, public lighting, public services, and own consumption) consumed 1,052 GWh, with 2.8% growth. These categories accounted for 9.5% of COPEL’s captive market consumption. At the end of the period, COPEL supplied power to 50,389 customers in these categories.
The following table features COPEL’s power sales by captive customer category:
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COPEL Distribuição - Mercado Fio (TUSD)
O mercado fi o da COPEL Distribuição, composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e permissio-nárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidade dos consumi-dores livres existentes na sua área de concessão, avançou 3,7% no período, conforme verifi cado na tabela abaixo:
COPEL Distribuição’s Grid Market
COPEL Distribuição’s grid market, comprising the captive market, other concession and permission holding utilities within Paraná, and all free customers within the Company’s concession area, increased 3.7% in the period, as shown below:
Número de Consumidores
O número de consumidores fi nais (consumidores cativos e consumidores livres da COPEL GET) faturados em junho de 2011 é apresentado na tabela a seguir:
Number of Customers
The number of fi nal customers (captive customers and free customers supplied by COPEL GET) billed as of June 2011 is shown on the following table:
Tarifas/Tariffs
GWh
Classe/ Segment2T11/2Q11 2T10/2Q10 Var % 1S11/1H11 1S10/1H10 Var %
(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)
Residencial/ Residential 1.550 1.465 5,8 3.103 2.964 4,7
Industrial/ Industrial 1.793 1.787 0,3 3.558 3.497 1,7
Comercial/ Commercial 1.174 1.083 8,4 2.408 2.255 6,8
Rural/ Rural 460 432 6,5 965 921 4,7
Outras/ Other 532 515 3,3 1.052 1.023 2,8 Total Cativo/ Captive Segment Total 5.509 5.282 4,3 11.086 10.660 4,0
GWh
2T11/2Q11 2T10/2Q10 Var. % 1S11/1H11 1S10/1H10 Var. %(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)
Mercado Cativo/ Captive Market 5.509 5.282 4,3 11.086 10.660 4,0
Concessionárias e Permissionária/Concession and permission holders 152 142 7,0 298 279 6,8
Consumidores Livres/ Free Customers (*) 782 800 (2,2) 1.586 1.562 1,5
Mercado Fio/ Grid Market 6.443 6.224 3,5 12.970 12.501 3,7
Consumidores/ Customers
Classe/ Segment Jun/11(1)
Mar/11(2)
Jun/10(3)
Var %(1/3)
Residencial/ Residential 3.008.656 2.992.852 2.893.098 4,0
Industrial/ Industrial 73.573 70.137 67.777 8,6
Comercial/ Commercial 320.773 312.619 301.009 6,6
Rural/ Rural 359.548 366.488 360.482 (0,3)
Outras/ Other 50.389 50.139 48.896 3,1
TOTAL CATIVO/ CAPTIVE SEGMENT TOTAL 3.812.939 3.792.235 3.671.262 3,9 Consumidores livres/ Free customers - COPEL GET 8 8 10 (20,0)
TOTAL 3.812.947 3.792.243 3.671.272 3,9
* Total de consumidores livres atendidos pela COPEL GET e por outros fornecedores dentro da área de concessão da COPEL DIS./ Total free customers supplied by COPEL GET and other suppliers within COPEL DIS’ concession area.
Fornecimento de Energia
Em junho de 2011, a tarifa média de fornecimento de energia elétrica foi de R$ 242,99/MWh, representando uma ele-vação de 11,7% em relação a junho do ano anterior.
Sales to Final Customers
The average rate for sales to fi nal customers in June 2011 reached R$ 242,99/MWh, representing a 11.7% increase compared with the rate effective in June 2010.
17
A ANEEL, por meio da resolução homologatória nº 1.158 de 21 de junho de 2011, autorizou reajuste médio de 5,5% para as tarifas da COPEL Distribuição. Desse total, 5,77% referem-se ao reajuste tarifário anual, e -0,22% aos componentes fi nanceiros, caracterizando um efeito médio de 2,99% a ser percebido pelos consumidores cativos. Esses valores foram repassados integral-mente às tarifas pela Companhia a partir de 24 de junho de 2011.
As tarifas médias de fornecimento são apresentadas na tabela a seguir:
Under Resolution no. 1,158 of June 21, 2011, ANEEL authorized an average increase of 5.5% in COPEL Distribuição’s rates. Out of this total, 5.77% correspond to the annual rate review and -0.22% corresponds to fi nancial components, resulting in an average impact of 2.99% on the rates paid by captive customers. These percentages have been fully applied to the Company’s rates as of June 24, 2011.
The main rates for power purchased by COPEL are shown below:
Compra de Energia
A Resolução ANEEL n° 1.173, de 28 de junho de 2011, fi xou em R$ 4.003,45/MW o valor da tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional, a ser aplicada aos contratantes daquela energia, representando um aumento percentual de 7,3%.
As principais tarifas de compra de energia da COPEL são apresentadas no quadro a seguir:
Power Purchases
Under ANEEL Resolution no. 1,173, dated June 28, 2011, the monthly rate for transport of power from Itaipu Binacional, applicable to Itaipu customers, was set at R$ 4,003.45/MW (a 7.3% increase).
The main rates for power purchased by COPEL are shown below:
*Transporte de Furnas não incluído./ Furnas transport charge not included.** Preço médio do leilão corrigido pelo IPCA. Na prática o preço é formado por três componentes: parcela fi xa, parcela variável e despesa na CCEE. O custo dos dois últimos itens depende do despacho das usinas conforme programação do Operador Nacional do Sistema (ONS)./ Average auction price restated according to the IPCA infl ation index. The price comprises in fact three components: a fi xed component, a variable component, and expenses at the Electric Energy Trading Chamber (CCEE). The cost of the latter two components is dependent upon the dispatch of facilities according to the schedule set by the National System Operator (ONS).
R$/ MWh
Tarifa/ RateJun/11 Mar/11 Jun/10 Var. % Var. %
(1) (2) (3) (1 / 2) (1 / 3)
Residencial/ Residential 290,58 293,67 270,17 (1,1) 7,6
Industrial/ Industrial * 219,64 206,67 189,86 6,3 15,7
Comercial/ Commercial 264,06 256,69 233,90 2,9 12,9
Rural/ Rural 172,97 173,65 156,67 (0,4) 10,4 Outras/ Other 203,66 201,51 179,92 1,1 13,2
Tarifa média de fornecimento/Retail distribution average rate 242,99 237,73 217,53 2,2 11,7
R$/ MWh
Tarifa/ Rate Jun/11 Mar/11 Jun/10 Var. % Var. %(1) (2) (3) (1 / 2) (1 / 3)
Itaipu* 85,95 86,90 96,89 (1,1) (11,3)Leilão/ Auction 2005 - 2012 75,84 74,50 71,74 1,8 5,7 Leilão/ Auction 2006 - 2013 88,84 87,24 84,20 1,8 5,5 Leilão/ Auction 2007 - 2014 101,62 97,66 95,96 4,1 5,9 Leilão/ Auction 2007 - 2014 (A-1) 126,37 124,59 119,87 1,4 5,4 Leilão/ Auction 2008 - 2015 106,94 104,88 101,29 2,0 5,6 Leilão/ Auction 2008 - H30 133,00 131,37 126,20 1,2 5,4 Leilão/ Auction 2008 - T15** 164,75 162,27 156,10 1,5 5,5 Leilão/ Auction 2009 - 2016 118,67 117,32 113,10 1,2 4,9 Leilão/ Auction 2009 - H30 142,19 140,22 134,89 1,4 5,4 Leilão/ Auction 2009 - T15** 161,02 158,59 152,56 1,5 5,5 Leilão/ Auction 2010 - H30 142,72 140,57 124,11 1,5 15,0 Leilão/ Auction 2010 - T15** 151,74 151,03 149,45 0,5 1,5 Leilão/ Auction 2011 - H30 147,12 145,89 - 0,8 -Leilão/ Auction 2011 - T15** 167,31 152,57 - 9,7 -
Sem ICMS./ Value-added tax not included.* Não inclui consumidores livres./ Free customers not included.
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AÇÕES/SHARES
Reajuste das Receitas de Transmissão
A ANEEL reajustou a partir de julho de 2011 as receitas de transmissão da COPEL. De acordo com o contrato de concessão o índice utilizado foi o IGP-M anual acumulado de 9,77%. Para as novas instalações (RBNI) a ANEEL recalculou o IRT de 2010 que tinha reposicionado a receita em -22,88% e o novo índice de reposicionamento fi cou em -19,94%. Isto ocasionou um adicional de receita de R$ 5 milhões/ano. Foram ainda consideradas novas instalações de transmissão que entraram em operação trazendo um acréscimo de receita na ordem de R$ 14,8 milhões/ano.
Transmission Revenue Adjustment
Effective July 2011, ANEEL adjusted COPEL’s transmission revenues. According to the concession agreement, the index employed was the annual accrued IGP-M infl ation index of 9.77%. For new facilities, ANEEL recalculated the revenue adjustment index (IRT) of 2010, which was -22.88%, resulting in a new IRT of -19.94%. This resulted in R$ 5 million/year in additional revenues. New transmission facilities which went online were also taken into account, resulting in R$ 14.8 million in added revenues.
Suprimento de Energia
Pela Resolução 1.158, de 21 de junho de 2011, as tarifas de suprimento para Companhia Campolarguense de Energia - COCEL, Força e Luz Coronel Vivida - FORCEL, Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO, foram alteradas em 0,64% em média.
As principais tarifas de suprimento de energia da COPEL são apresentadas no quadro a seguir:
Sales to Distributors
Under Resolution no. 1,158 of June 21, 2011, COPEL’s rates for Companhia Campolarguense de Energia - COCEL, Força e Luz Coronel Vivida - FORCEL, Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO, were adjusted in 0.64% in average.
The main rates for power sold by COPEL to distributors are shown below:
R$/ MWh
Tarifa/ RateJun/11 Mar/11 Jun/10 Var. % Var. %
(1) (2) (3) (1 / 2) (1 / 3)
Leilão/ Auction 2005 - 2012 76,06 74,48 72,18 2,1 5,4
Leilão/ Auction 2006 - 2013 89,99 87,52 85,25 2,8 5,6
Leilão/ Auction 2007 - 2014 99,72 97,77 94,75 2,0 5,2
Leilão/ Auction 2008 - 2015 106,31 103,81 100,86 2,4 5,4
Leilão/ Auction 2009 - 2016 120,67 118,50 114,79 1,8 5,1 Concessionárias no Estado do Paraná/Concession holders in the State of Paraná 135,27 133,95 141,85 1,0 (4,6)
O capital social da COPEL é de R$ 6.910 milhões, com-posto por ações sem valor nominal e o número atual de acionistas é de 24.802. Em junho de 2011, o capital da Companhia estava assim representado:
COPEL’s stock capital amounts to R$ 6,910 million and is represented by shares with no par value, while the Company’s current number of shareholders is 24,802. As of June 2011, the Company’s stock capital was composed as follows:
Mil ações / Thousand shares Acionistas/
Shareholders ON/
Common % PNA/Preferred "A" % PNB/
Preferred "B" % TOTAL %
Estado do Paraná/ State of Paraná 85.029 58,6 - - 13 - 85.042 31,1 BNDESPAR 38.299 26,4 - - 27.282 21,3 65.581 24,0 Eletrobras 1.531 1,1 - - - - 1.531 0,6 Custódia da Bolsa/ Free Floating 19.620 13,5 130 33,4 100.903 78,7 120.653 44,1
BM&FBOVESPA 19.485 13,4 130 33,4 57.795 45,1 77.410 28,3
NYSE 135 0,1 - - 42.969 33,6 43.104 15,8
LATIBEX - - - - 139 0,1 139 0,1
Outros/ Other 552 0,4 259 66,6 37 - 848 0,2 TOTAL 145.031 100,0 389 100,0 128.235 100,0 273.655 100,0
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De janeiro a junho de 2011, as ações ordinárias nomina-tivas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPEL estiveram presentes em 93% e 100% respectivamente, dos pregões da Bolsa de Valores, Mercadoria e Futuros (BM&FBOVESPA).
As ações em circulação totalizaram 45% do capital da Companhia. Ao fi nal de junho de 2011, o valor de mercado da COPEL considerando as cotações de todos os mercados, fi cou em R$ 10.886,8 milhões. Dos 67 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da COPEL, participam com 0,6% e com índice Beta de 0,3. Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica) a COPEL participa com 6,2%. No Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&FBOVESPA (ISE) a COPEL tem participação de 1,1%.
Na BM&FBOVESPA, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 38,00 sem variação e as ações PNB a R$ 41,50, também sem variação. No mesmo período o IBOVESPA teve variação negativa de 9,9%.
Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as ações PNB são negociadas no “Nível 3” na forma de ADS’s, sob o có-digo ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 27.16 com variação positiva de 7,9%. Neste mesmo período o índice DOW JONES teve variação positiva de 7,2%.
No LATIBEX (Mercado de Valores Latino-Americano em Euros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações PNB da Companhia são negociadas sob o código XCOP, as quais estive-ram presentes em 98% dos pregões, fechando o período cotadas a € 18,25 com variação negativa de 2,1%. No mesmo período o índice LATIBEX All Shares teve variação negativa de 12,8%.
A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da COPEL no primeiro semestre de 2011:
From January through June 2011, COPEL’s common shares (ON) (code CPLE3) and class B preferred shares (PNB - code CPLE6) were traded on 93% and 100%, respectively, of the São Paulo Stock Exchange (BM&FBOVESPA) trading sessions.
COPEL’s free floating shares accounted for 45% of the Company’s stock capital. COPEL’s market value, based on the stock prices on all markets at the end of June 2011, was approximately R$ 10,886.8 million.Out of the 67 securities that make up the Ibovespa index, COPEL’s class B shares accounted for 0.6% of the portfolio, with a Beta index of 0.3. COPEL also accounts for 6.2% of the IEE (Electric Energy Index) portfolio. Furthemore, COPEL accounts for 1.1% of BOVESPA’s Corporate Sustainability Index (ISE).
As reported by BM&FBOVESPA, the closing price of COPEL’s common shares on the last trading day of the period was R$ 38.00 (no variation), and class B preferred shares were traded at R$ 41.50 (no variation). Over this period, the IBOVESPA index fell 9.9%.
On the New York Stock Exchange (NYSE), COPEL’s class B preferred shares, represented by American Depositary Shares (ADSs), were traded at Level 3, under the code ELP, on 100% of the trading sessions, with a closing price of US$ 27.16 and 7.9% positive variation. Over this period, the Dow Jones index increased 7.2%.
On LATIBEX (The Euro Market for Latin-American Securities at the Madrid Stock Exchange), COPEL’s Class B preferred shares were traded, under the symbol XCOP, on 98% of the trading sessions, with a closing price of € 18.25 and a negative variation of 2.1%. Over the same period, the LATIBEX All Shares index fell 12.8%.
The table below features a summary of the performance of COPEL’s stock in the fi rst half of 2011:
Dividends and IOC
The table below features COPEL’s distributions of dividends and/or IOC since 2008:
Dividendos e (JCP)
Na tabela abaixo estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2008:
Desempenho das Ações/ Stock Performance(Jan - Jun/ 2011)
ON/ Common(CPLE3/ ELPVY)
PNB/ Preferred "B"(CPLE6/ ELP/ XCOP)
Total Média diáriaDaily average
Total Média diáriaDaily average
BM&FBOVESPA
Negócios/ Number of Trades 2.193 19 274.226 2.229
Quantidade/ Volume Traded 1.788.200 15.550 76.685.900 623.463
Volume (R$ mil)/ Trading Value (R$ thousand) 68.700 597 3.262.683 26.526
Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions 115 93% 123 100%
NYSEQuantidade/ Volume Traded 42.424 1.248 51.827.000 414.616
Volume (US$ mil)/ Trading Value (US$ thousand) 981 29 1.372.505 10.980
Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions 34 27% 125 100%
LATIBEXQuantidade/ Volume Traded - - 118.768 966
Volume (Euro mil)/ Trading Value (Euro thousand) - - 2.210 18
Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions - - 123 98%
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RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO CONSOLIDADO/CONSOLIDATED ECONOMIC AND FINANCIAL PERFOMANCE
O conteúdo das demonstrações fi nanceiras da COPEL é monitorado pelo Conselho de Administração da Companhia, por meio das atividades do Comitê de Auditoria. Para assegurar a ade-quação das informações divulgadas, o Comitê de Auditoria recebe diretamente informações sobre qualquer preocupação pertinente. As demonstrações contábeis consolidadas ora apresentadas estão de acordo com o IFRS.
BALANÇO PATRIMONIAL Este relatório apresenta uma análise do balanço patrimo-nial em 30 de junho de 2011 em relação a 31 de março de 2011.
Ativo Circulante Em 30 de junho de 2011, o ativo circulante apresentou acréscimo de 2,3% em relação ao observado em 31 de março de 2011. As principais variações observadas foram:
- retração de 6,5% em “caixa e equivalentes de caixa” em virtude dos desembolsos relacionados ao programa de investimentos da Companhia, ao pagamento de dividendos e de participação nos lucros e/ou resultados;
- crescimento de 1,7% em “aplicações fi nanceiras”, refl exo da valorização da carteira de ativos ao longo do trimestre;
- acréscimo de 14,5% em “clientes”, em razão do crescimento de mercado ocorrido durante o trimestre;
- expansão de 10,4% da rubrica “contas a receber vinculadas à concessão”, resultante da atualização monetária e dos investi-mentos realizados nas atividades de distribuição e transmissão no período; e
- aumento de 6,1% em “estoques”, em decorrência da formação de estoques para atender ao programa de investimentos da COPEL Distribuição e da COPEL Telecomunicações.
* Antecipado/ In advance
The contents of COPEL’s financial statements are monitored by the Company’s Board of Directors, through the activities of the Audit Committee. To ensure the accuracy of these statements, the Audit Committee directly receives any reports or concerns about them. The consolidated fi nancial statements presented herein are in compliance with the IFRS.
BALANCE SHEET This report features an analysis of the balance sheet as of June 30, 2011 compared to the balance sheet as of March 31, 2011.
Current Assets Current assets increased 2.3% as of June 30, 2011 when compared with March 31, 2011. The main variations were:
- a 6.5% reduction in “cash and cash equivalents” due to disbursements under the Company’s expenditure program, to the payment of dividends, and to the payment of profi t sharing to employees;
- a 1.7% increase in “fi nancial investments”, due to the appreciation of the Company’s asset portfolio during the quarter;
- a 14.5% increase in “customers”, due to market expansion during the quarter;
- a 10.4% increase in “receivables tied to the concession”, on account of monetary restatement and investments made in the power distribution and transmission businesses during the period; and
- a 6.1% increase in “inventories”, due to the accumulation of inventories to support the expenditure programs of COPEL Distribuição and COPEL Telecomunicações.
Tipo de Provento/Type of earning
Exercício/Fiscal year
Aprovado/Approved on
Pagamento/Paid on
Valor Bruto R$ Mil/Thousands of R$
(gross)
R$ por Ação/R$ per Share
ON/Common
PNA/Preferred "A"
PNB/Preferred "B"
Total 2008 261.834 0,91289 1,62979 1,00438Dividendos/ Dividends 2008 23/04/09 29/05/09 33.834 0,11796 0,21060 0,12979
JCP/ IOC 2008 23/04/09 29/05/09 228.000 0,79493 1,41919 0,87459
Total 2009 249.459 0,86965 1,62979 0,95679JCP/ IOC* 2009 11/11/09 07/12/09 168.000 0,58625 0,64510 0,64510
Dividendos/ Dividends 2009 27/04/10 27/05/10 19.459 0,06784 0,12713 0,07463JCP/ IOC 2009 27/04/10 27/05/10 62.000 0,21556 0,85756 0,23706Total 2010 281.460 0,98027 2,52507 1,07854JCP/ IOC* 2010 17/08/10 20/09/10 85.000 0,29662 0,32638 0,32638
Dividendos/ Dividends 2010 28/04/11 23/05/11 81.460 0,28328 1,04782 0,31167
JCP/ IOC 2010 28/04/11 23/05/11 115.000 0,40037 1,15087 0,44049
21
R$ 1.000
Ativo/ Assets Jun/11 Mar/11 Jun/10 Var.% Var.%
(1) (2) (3) (1/2) (1/3)
CIRCULANTE/ CURRENT 4.257.507 4.161.095 3.339.878 2,3 27,5
Caixa e equivalentes de caixa/Cash and cash equivalents 1.676.318 1.791.920 1.180.083 (6,5) 42,1
Aplicações fi nanceiras/ Financial investments 533.588 524.517 418.035 1,7 27,6
Clientes/ Customers 1.414.535 1.234.958 1.113.049 14,5 27,1
Dividendos a receber/ Dividends receivable 7.859 4.968 3.712 58,2 111,7
Repasse CRC ao Estado do Paraná/CRC transferred to the State of Paraná 61.649 60.163 52.595 2,5 17,2
Contas a receber vinculadas à concessão/Receivables tied to the concession 66.563 60.292 53.043 10,4 25,5
Outros créditos/ Other receivables 185.253 188.187 148.124 (1,6) 25,1
Estoques/ Inventories 133.438 125.784 113.789 6,1 17,3
Imposto de Renda e Contribuição Social/ Income Tax and Social Contribution 130.489 120.471 212.938 8,3 (38,7)
Outros tributos correntes a recuperar/Other current taxes recoverable 36.611 37.446 33.426 (2,2) 9,5
Despesas antecipadas/ Prepaid expenses 11.204 12.389 11.084 (9,6) 1,1
NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 14.344.473 14.045.146 13.305.869 2,1 7,8
Realizável a Longo Prazo/ Long-Term Assets 5.246.287 5.093.108 4.422.502 3,0 18,6
Aplicações fi nanceiras/ Financial investments 27.612 33.028 70.798 (16,4) (61,0)
Clientes/ Customers 43.816 42.619 49.826 2,8 (12,1)
Repasse CRC ao Estado do Paraná/CRC transferred to the State of Paraná 1.288.387 1.299.584 1.243.643 (0,9) 3,6
Depósitos judiciais/ Judicial deposits 399.405 394.149 388.339 1,3 2,8
Contas a receber vinculadas à concessão/Receivables tied to the concession 2.746.862 2.603.388 2.161.288 5,5 27,1
Outros créditos/ Other receivables 16.287 15.301 19.544 6,4 (16,7)
Imposto de Renda e Contribuição Social/ Income Tax and Social Contribution 13.061 12.907 - 1,2 -
Outros tributos correntes a recuperar/Other current taxes recoverable 77.481 85.293 86.872 (9,2) (10,8)
Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos/ Income Tax and Social Contribution paid in advance 633.376 605.264 402.192 4,6 57,5
Créditos com partes relacionadas/Loans with related parties - 1.575 - - -
Investimentos/ Investments 501.714 494.885 448.362 1,4 11,9
Imobilizado/ Property, Plant and Equipment 6.856.267 6.724.893 6.641.504 2,0 3,2
Intangível/ Intangible Assets 1.740.205 1.732.260 1.793.501 0,5 (3,0)
TOTAL 18.601.980 18.206.241 16.645.747 2,2 11,8
22
Ativo Não Circulante
Realizável a Longo Prazo
Ao final de junho de 2011, o ativo realizável a longo prazo cresceu 3,0% em relação ao montante contabilizado no trimestre anterior, em razão das seguintes variações:
- queda de 0,9% na conta “repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná”, decorrente da transferência para o ativo circulante, parcialmente compensada pela atualização monetária conforme a variação do IGP-DI;
- aumento de 5,5% na rubrica “contas a receber vinculadas à concessão”, reflexo do programa de investimentos em distribuição e transmissão de energia realizado e da atualização monetária;
- crescimento de 4,6% em “imposto de renda e contribuição social diferidos”, em conseqüência do aumento de créditos relacionados a (i) prejuízos fiscais e base de cálculo negativa; (ii) amortizações, (iii) provisões para participação nos lucros, e (iv) planos previden-ciário e assistencial; e
- diminuição de 9,2% em “outros tributos correntes a recuperar”, justificada pelo ajuste no valor de realização de créditos de ICMS gerados a partir da aquisição de bens que compõem o ativo imobilizado.
Investimentos
O saldo na conta “investimentos” cresceu 1,4% devido, principalmente, ao resultado da equivalência patrimonial da Sa-nepar (R$ 14,4 milhões) e da Foz do Chopim Energética (R$ 2,6 milhões). Esse crescimento foi compensado parcialmente pela proposta de pagamento de dividendos e JCP das coligadas.
Imobilizado e Intangível
As variações do imobilizado e do intangível ocorreram em função da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da quota de depreciação do período.
PassivoPassivo Circulante
Em 30 de junho de 2011, o passivo circulante diminuiu 0,6% em relação ao saldo observado em 31 de março de 2011, em função das seguintes variações:
- elevação de 4,7% em “outras obrigações fiscais” devido à expansão das vendas de energia no período e a transferências recebidas do longo prazo;
- crescimento de 4,6% em “empréstimos, financiamentos e de-bêntures”, basicamente em razão da apropriação de encargos e de transferências recebidas do longo prazo;
- retração de 60,1% na conta “dividendos a pagar”, devido ao pagamento de dividendos e JCP efetuado em maio; e
- aumento de 40,8% em “encargos do consumidor a recolher”, ba-sicamente em razão da elevação da Reserva Global de Reversão, conforme determinado pela ANEEL.
Noncurrent Assets
Long-Term Assets
As of the end of June 2011, long-term assets increased 3.0% compared to the previous quarter, mainly on account of the following variations:
- a 0.9% decrease in “CRC transferred to State Government”, due to transfers to current assets, partially offset by the restatement of the outstanding balance according to the variation of the IGP-DI inflation index;
- a 5.5% increase in “receivables tied to the concession”, as a result of the Company’s realized expenditure program in power distribution and transmission and of monetary restatement;
- a 4.6% increase in “deferred income tax and social contribution”, due to increased receivables in connection with (i) tax losses and negative tax bases; (ii) amortizations; (iii) provisions for profit sharing; and (iv) pension and healthcare plans; and
- a 9.2% reduction in “other prepaid taxes”, due to the adjustment of the realization value of ICMS (VAT) credits resulting from the acquisition of goods which are part of property, plant, and equipment.
Investments
The balance under “investments” increased 1.4% due mostly to the result of equity in Sanepar (R$ 14.4 million) and Foz do Chopim Energética (R$ 2.6 million). This increase was partially offset by the proposal of payment of dividends and interest on capital from investees.
Property, Plant, and Equipment and Intangible Assets
The variations in p., p., &e. and intangible assets were due to new assets entering service, pursuant to the Company’s expenditure program, net of the depreciation quota for the period.
LiabilitiesCurrent Liabilities
As of June, 2011, current liabilities fell 0.6% compared to the balance as of March 31, 2011, mainly as a result of:
- a 4.7% increase in “other tax liabilities” due to higher energy sales during the period and to transfers from long-term liabilities;
- a 4.6% increase in “loans and financing” (including debentures), due basically to the accrual of charges and to transfers from long-term liabilities;
- a 60.1% reduction in “dividends due”, due to the payment of dividends and IOC in May; and
- a 40.8% increase in “regulatory charges”, due basically to the increased Global Reversal Reserve (RGR), as set by ANEEL.
23
R$ 1.000
Passivo/ Liabilities Jun/11 Mar/11 Jun/10 Var.% Var.%
(1) (2) (3) (1/2) (1/3)
CIRCULANTE/ CURRENT 2.481.891 2.497.463 1.494.546 (0,6) 66,1 Obrigações sociais e trabalhistas/ Accrued payroll costs 196.634 188.739 154.718 4,2 27,1
Fornecedores/ Suppliers 638.825 641.724 545.305 (0,5) 17,2
Imposto de renda e contribuição social/Income tax and social contribution 190.164 176.593 134.327 7,7 41,6
Outras obrigações fi scais/ Other taxes payable 315.647 301.605 241.230 4,7 30,8
Empréstimos, fi nanciamentos e debêntures/ Loans, fi nancing and debentures 704.594 673.738 107.145 4,6 -
Dividendos a pagar/ Dividends payable 65.235 163.630 7.665 (60,1) -
Benefício pós-emprego/ Post-employment benefi ts 24.621 23.417 23.807 5,1 3,4
Encargos do consumidor a recolher/ Regulatory charges 80.474 57.173 49.978 40,8 61,0
Pesquisa e desenvolvimento e efi ciência energética/Research and development and energy effi ciency
145.919 149.718 114.633 (2,5) 27,3
Contas a pagar vinc. à concessão - uso do bem público/Payables tied to the concession - use of public property
41.375 41.186 38.028 0,5 8,8
Outras contas a pagar/ Other payables 78.403 79.940 77.710 (1,9) 0,9
NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 4.235.722 4.038.789 4.002.981 4,9 5,8
Fornecedores/ Suppliers 127.488 136.367 160.477 (6,5) (20,6)
Obrigações fi scais/ Taxes payable 388 24.619 136.547 (98,4) (99,7)
Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos/ Deferred income tax and social contribution 901.688 901.820 891.078 - 1,2
Empréstimos, fi nanciamentos e debêntures/ Loans, fi nancing and debentures 1.461.767 1.275.555 1.429.980 14,6 2,2
Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefi ts 403.691 393.899 357.370 2,5 13,0
Pesquisa e desenvolvimento e efi ciência energética/Research and development and energy effi ciency
119.428 104.061 114.343 14,8 4,4
Contas a pagar vinc. à concessão - uso do bem público/Payables tied to the concession - use of public property
358.474 350.682 316.569 2,2 13,2
Outras contas a pagar/ Other accounts payable 16 164 3.043 (90,2) (99,5)
Provisões para litígios/ Reserve for litigation 862.782 851.622 593.574 1,3 45,4
PATRIMÔNIO LÍQUIDO/ SHAREHOLDERS' EQUITY 11.884.367 11.669.989 11.148.220 1,8 6,6
Atribuível aos acionistas da empresa controladora/Attributed to controlling shareholders
11.637.035 11.407.962 10.854.621 2,0 7,2
Capital social/ Stock capital 6.910.000 6.910.000 6.910.000 - -
Ajustes de avaliação patrimonial/ Valuation adjustments 1.515.290 1.536.705 1.608.859 (1,4) (5,8)
Reserva legal/ Legal reserves 478.302 478.302 428.912 - 11,5
Reservas de lucros/ Profi t reserves 2.056.526 2.056.526 1.296.452 - 58,6
Dividendo adicional proposto/ Proposed additional dividends - 25.779 - - -
Lucros acumulados/ Accrued earnings 676.917 400.650 610.398 69,0 10,9
Atribuível aos acionistas não controladores/Attributed to minority shareholders 247.332 262.027 293.599 (5,6) (15,8)
TOTAL 18.601.980 18.206.241 16.645.747 2,2 11,8
24
R$ 1.000
Curto Prazo/Short-term
Longo Prazo/Long-term
Total
Moeda Estrangeira/ Foreign Currency
Tesouro Nacional/ National Treasury 4.919 45.939 50.858Eletrobras 5 11 16Total 4.924 45.950 50.874
Moeda Nacional/ Domestic Currency
Eletrobras - COPEL 44.881 236.410 281.291
BNDES - Compagas 3.188 - 3.188
Debêntures - COPEL 623.104 - 623.104
BNDES/Banco do Brasil S/A - Mauá 6.357 156.792 163.149
Banco do Brasil e outros/ and other 22.140 1.022.615 1.044.755
Total 699.670 1.415.817 2.115.487
TOTAL 704.594 1.461.767 2.166.361
Passivo Não Circulante
Ao fi nal do segundo trimestre de 2011, o passivo não circu-lante cresceu 4,9% em relação ao trimestre anterior, destacando-se as seguintes variações:
- decréscimo de 98,4% em “obrigações fi scais”, em razão de transferências de obrigações do Programa de Recuperação Fiscal para o curto prazo;
- expansão de 14,6% na conta “empréstimos, fi nanciamentos e debêntures” em decorrência da tomada de R$ 150,0 milhões junto ao Banco do Brasil que foram destinados ao fi nanciamento de ca-pital de giro, e da liberação de R$ 55,0 milhões para a conclusão da UHE Mauá;
- a rubrica “pesquisa e desenvolvimento e efi ciência energética” apresentou aumento de 14,8% e refl ete o crescimento da receita operacional dos negócios de distribuição, geração e transmissão da Companhia; e
- crescimento de 1,3% em “provisões para litígios”, devido ao aumento das provisões cíveis, regulatórias e fi scais.
Patrimônio Líquido
Em 30 de junho de 2011, o patrimônio líquido alcançou o montante de R$ 11.884,4 milhões, equivalente a R$ 43,43 por ação.
Perfi l da Dívida
Apresentamos, na tabela a seguir, o perfi l da dívida em 30 de junho de 2011:
Noncurrent Liabilities
As of the end of the second quarter of 2011, noncurrent liabilities increased 4.9% compared to the previous quarter, on account of the following variations:
- a 98.4% reduction in “tax liabilities”, due to transfer of liabilities under the Tax Recovery Program to current liabilities;
- a 14.6% increase in “loans, fi nancing, and debentures” due to a R$ 150.0 million loan from Banco do Brasil to fund working capital and to the withdrawal of R$ 55.0 million under a loan to fi nance the completion of the Mauá Hydroelectric Power Plant;
- the “research and development and energy effi ciency” item recorded 14.8% increase and refl ects higher operating revenues in the Company’s power distribution, generation, and transmission segments; and
- a 1.3% increase in “reserve for litigation”, due to increased civil, regulatory, and tax provisions.
Shareholders’ Equity
As of June 30, 2011, COPEL’s shareholders’ equity reached R$ 11,884.4 million, which corresponds to R$ 43.43 per share.
Debt Profi le
The table below breaks down the Company’s indebtedness as of June 30, 2011:
A seguir, apresentamos o vencimento das parcelas dos empréstimos, fi nanciamentos e debêntures:
The following table features a breakdown of the maturity of the Company’s loans, fi nancing, and debentures:
R$ 1.000
Curto PrazoShort-Term
Longo Prazo/ Long-Term2012 2013 2014 2015 2016 Após/ After
2016
Empréstimos e Financiamentos/Loans and Financing
81.490 36.244 197.667 526.066 343.811 49.896 308.083
Moeda Nacional/ Domestic Currency 76.566 35.197 195.572 525.015 343.811 49.896 266.326
Moeda Estrangeira/ Foreign Currency 4.924 1.047 2.095 1.051 - - 41.757Debêntures/ Debentures 623.104 - - - - - -
TOTAL 704.594 36.244 197.667 526.066 343.811 49.896 308.083
25
COPEL’s net consolidated indebtedness (loans, fi nancing, and debentures minus cash in hand) has dropped signifi cantly over the last few years, as shown below:
A dívida líquida consolidada da COPEL (empréstimos, fi nanciamentos e debêntures menos disponibilidades) apresentou signifi cativa redução nos últimos anos, conforme o gráfi co a seguir:
A tabela a seguir apresenta os atuais ratings corporativo e da quarta emissão de debêntures da COPEL:
The following table features COPEL’s current corporate ratings and the ratings of its fourth debenture issu
1.312
912
1.193
562
51 (44)
(407)
(215)
(500)
(200)
100
400
700
1.000
1.300
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2T112Q11
R$ m
ilhõe
s/ m
illio
n
-0,5
-0,3
-0,1
0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
1,1
1,3
1,5
veze
s/ ti
mes
Dívida LíquidaNet Debt
Dívida Líquida/ LAJIDANet Debt/ EBITDA
FitchCorporativo/ Corporate AA+ (bra)
Debêntures - 4ª emissão/ Debentures - 4th issue AA+ (bra)
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO Este Informativo Trimestral apresenta uma análise do demonstrativo do resultado do segundo trimestre de 2011 em relação ao segundo trimestre de 2010.
Receita Operacional
No segundo trimestre de 2011, a “receita operacio-nal” atingiu R$ 1.842,3 milhões, montante 13,5% superior aos R$ 1.623,6 milhões registrados no mesmo período de 2010. Destacam-se as seguintes variações:
- aumento de 6,3% na receita de “fornecimento de energia elétrica” (que refl ete somente a venda de energia, não considerando a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD) devido, basicamente: (i) ao crescimento de 4,3% no consumo do mercado cativo, com destaque para as classes comercial e residencial, com variações de 8,4% e 5,8% respectivamente; (ii) à extinção da política de descontos tarifários para os consumidores que pagavam suas faturas em dia; e (iii) ao repasse tarifário médio de 2,5% a partir de 24 de junho de 2010, conforme Resolução Homologatória ANEEL nº 1.015 /10;
- crescimento de 3,3% na conta “suprimento de energia elétrica” decorrente do reajuste de preços dos contratos de comercialização de energia no mercado regulado (CCEAR) e dos contratos bilate-rais, parcialmente compensado pela menor receita de liquidação de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);
- a rubrica “disponibilidade da rede elétrica” (composta pela receita da TUSD, pela receita da rede básica de transmissão, pela receita da rede de conexão, pela receita de O&M e pela receita de juros) apresentou aumento de 24,8% em razão principalmente: (i) do aumento de 3,7% verifi cado no mercado fi o, (ii) da extinção da política de descontos tarifários, e (iii) do reajuste tarifário a partir de 24 de junho de 2010;
INCOME STATEMENT This Quarterly Report features an analysis of the statement of operations for the second quarter of 2011 compared to the second quarter of 2010.
Operating Revenues
In the second quarter of 2011, operating revenues reached R$ 1,842.3 million, an amount 13.5% greater than the R$ 1,623.6 million recorded in the same period of 2010. The most important variations were:
- a 6.3% increase in revenues from sales to fi nal customers, which refl ects only actual sales revenues, not including revenues from the use of the distribution system (TUSD), due basically to: (i) a 4.3% increase in consumption by captive customers, particularly to commercial and residential customers, with 8.4% and 5.8% increases, respectively; (ii) the end of the rate discount policy to customers who paid their bills on time; and (iii) the average 2.5% rate increase passed on to customers as of June 24, 2010 pursuant to ANEEL Resolution no. 1,015/10;
- a 3.3% increase in revenues from sales to distributors, due to increased prices under power purchase agreements in the regulated environment (CCEARs) and bilateral contracts, partially offset by lower revenues from the Electric Energy Trading Chamber (CCEE);
- the “use of the power grid” item comprises revenues from the use of the distribution system (TUSD), from the use of the basic transmission network, from the use of the connection network, from O&M revenues, and from interest revenues, and recorded a 24.8% increase, mostly on account of: (i) a 3.7% increase in grid market; (ii) the end of the rate discount policy; and (iii) the rate increase, effective June 24, 2010;
26
R$ 1.000
Energia Elétrica Comprada para Revenda/Electricity Purchased for Resale
2T11/2Q11 1T11/1Q11 2T10/2Q10 Var. % 1S11/1H11 1S10/1H10 Var. %
(1) (2) (3) (1 / 3) (4) (5) (4 / 5)
Itaipu 104.070 110.116 121.041 (14,0) 214.186 243.509 (12,0)
CCEAR (leilão)/ (Auction) 393.036 376.676 315.258 24,7 769.712 632.335 21,7
CCEE (691) 17.312 22.465 - 16.621 28.812 (42,3)
Itiquira 25.955 36.803 29.004 (10,5) 62.758 58.228 7,8
Dona Francisca 15.110 15.905 14.972 0,9 31.015 29.786 4,1
Proinfa 25.836 25.661 24.751 4,4 51.497 53.024 (2,9)
(-) Pis/Pasep e/and Cofi ns (55.791) (37.652) (48.192) 15,8 (93.443) (100.316) (6,9)
TOTAL 507.525 544.821 479.299 5,9 1.052.346 945.378 11,3
- a conta “receita de construção” elevou-se 20,3%, em razão da contabilização de investimentos em serviços de construção ou em melhoria da infra-estrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição e transmissão de energia elétrica;
- acréscimo de 23,7% na “receita de telecomunicações” em virtude do atendimento a novos clientes e do maior volume de serviços prestados aos clientes existentes;
- aumento de 9,3% na “receita de venda de gás” (fornecido pela Compagas) em função da elevação nas vendas de gás, principal-mente para o segmento industrial; e
- crescimento de 12,6% em “outras receitas operacionais” devido, principalmente, ao aumento da receita de aluguel da Usina Ter-melétrica de Araucária, de acordo com os termos do contrato de locação fi rmado com a Petrobras.
Custos e Despesas Operacionais
No segundo trimestre de 2011, o total de custos e despe-sas operacionais atingiu R$ 1.513,5 milhões, valor 11,8% superior aos R$ 1.353,2 milhões registrados no mesmo período de 2010. Os principais destaques foram os seguintes:
- acréscimo de 5,9% em “energia elétrica comprada para revenda” em função do maior custo com aquisição de energia dos leilões (CCEAR), parcialmente compensado pela redução nos custos com a compra de energia de Itaipu e com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);
- the “construction revenues” item recorded 20.3% increase, due to the accrual of investments in construction services or improvements in the infrastructure employed in the power transmission and distribution services;
- a 23.7% increase in telecommunications revenues due to service to new customers and added services to existing ones;
- a 9.3% increase in distribution of piped gas (supplied by Compagas), due to higher sales of gas, particularly to the industrial segment; and
- a 12.6% increase in other operating revenues, due mostly to higher revenues from the lease of the Araucária Thermal Power Plant, pursuant to the terms of the lease agreement signed with Petrobras.
Operating Costs and Expenses
In the second quarter of 2011, operating costs and expenses amounted to R$ 1,513.5 million, representing an increase of 11.8% over the R$ 1,353.2 million recorded in the same period of 2010. The main variations were:
- a 5.9% increase in “electricity purchased for resale” on account of the higher costs of energy from auctions (CCEAR), partially offset by lower costs of energy purchased from the Itaipu Power Plant and from the Electric Energy Trading Chamber (CCEE);
- elevação de 4,9% na conta “encargos do uso da rede elétrica” em razão, principalmente, da entrada em operação de novos ativos e do maior custo de Encargos de Serviços do Sistema (ESS), confor-me defi nido pela ANEEL. Cabe ao ESS a cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, entre outros;
- no segundo trimestre, a rubrica “pessoal e administradores” totalizou R$ 236,6 milhões, montante 19,4% superior ao apresen-tado no ano anterior. Esse resultado é refl exo do reajuste salarial de 6,5% aplicado a partir de outubro de 2010, das provisões de indenizações dos Programas de Desligamento Voluntário (R$ 20,0 milhões), da apropiação complementar da participação nos lucros e/ou resultados de 2010 (R$ 5,1 milhões), e também dos ajustes efetuados na estrutura de cargos e salários a partir de 1º de junho de 2011;
- o saldo da conta “planos previdenciário e assistencial” refl ete a apropriação dos valores devedores determinados no relatório anual do atuário para 2011 referente ao Plano Assistencial, calculados segundo critérios da Deliberação CVM nº 600/2009, bem como as mensalidades dos dois planos;
- a 4.9% increase in charges for the use of the power grid, due mostly to new assets in service and to higher System Service Charges (ESS), as set by ANEEL. System Service Charges are collected to cover the costs of such system services as those resulting from the dispatched generation regardless of priority, among others;
- in the second quarter, personnel expenses amounted to R$ 236.6 million, a fi gure 19.4% higher than the one recorded in the previous year. This result refl ects the wage increase 6.5% granted as of October 2010, the provisions for payments under the Voluntary Quit Program (R$ 20.0 million), the complementary appropiation of 2010 profi t sharing (R$ 5.1 million), and the adjustments to the personnel position and pay scale as of June 1, 2011;
- the balance under “pension and healthcare plans” reflects the accrual of liabilities pursuant to the 2011 actuarial report in connection with the Healthcare Plan, calculated according to the criteria set by CVM Ruling no. 600/2009, as well as the monthly installments of each plan;
27
R$ 1.000 Demonstração do Resultado/
Income Statement2T11/2Q11 1T11/1Q11 2T10/2Q10 Var.% 1S11/1H11 1S10/1H10 Var.%
(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)
RECEITA OPERACIONAL/ OPERATING REVENUES 1.842.308 1.826.230 1.623.641 13,5 3.668.538 3.264.867 12,4
Fornecimento de energia elétrica/ Electricity sales to fi nal customers 583.534 571.175 548.856 6,3 1.154.709 1.102.519 4,7
Suprimento de energia elétrica/Electricity sales to distributors 318.001 361.254 307.780 3,3 679.255 646.213 5,1
Disponibilidade da rede elétrica/ Use of main transmission grid 662.336 659.793 530.591 24,8 1.322.129 1.035.549 27,7
Receita de construção / Construction revenue 155.889 120.566 129.603 20,3 276.455 272.920 1,3
Telecomunicações/ Telecommunications 28.776 28.239 23.272 23,7 57.015 46.018 23,9
Distribuição de gás canalizado/ Distribution of piped gas 67.189 56.954 61.500 9,3 124.143 117.548 5,6
Outras receitas operacionais/ Other operating revenues 26.583 28.249 22.039 20,6 54.832 44.100 24,3
Custos e despesas operacionais/ Operating costs and expenses (1.513.527) (1.373.053) (1.353.197) 11,8 (2.886.580) (2.652.269) 8,8
Energia elétrica comprada para revenda/ Electricity purchase for resale (507.525) (544.821) (479.299) 5,9 (1.052.346) (945.378) 11,3
Encargos de uso da rede elétrica/ Use of main transmission grid (148.222) (154.184) (141.286) 4,9 (302.406) (283.397) 6,7
Pessoal e administradores/Personnel and management (236.600) (185.269) (198.185) 19,4 (421.869) (373.768) 12,9
Planos previdenciário e assistencial/ Pension and healthcare plans (32.251) (31.452) (25.637) 25,8 (63.703) (51.703) 23,2
Material/ Material and supplies (18.643) (20.864) (22.399) (16,8) (39.507) (39.789) (0,7)
Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica/Raw material and supplies for electricity generation (6.735) (6.633) (5.323) 26,5 (13.368) (10.882) 22,8
Gás natural e insumos para operação de gás/ Natural gas and supplies for the gas business (43.583) (34.499) (35.155) 24,0 (78.082) (69.306) 12,7
Serviços de terceiros/ Third-party services (95.143) (83.836) (80.845) 17,7 (178.979) (155.098) 15,4
Depreciação e amortização/ Depreciation and amortization (135.887) (133.998) (135.091) 0,6 (269.885) (274.849) (1,8)
Provisões e reversões/ Provisions and reversals (48.534) 2.234 (42.246) 14,9 (46.300) (64.936) (28,7)
Custo de construção/ Construction cost (155.488) (120.082) (129.585) 20,0 (275.570) (272.892) 1,0
Outros custos e despesas operacionais/ Other operating costs and expenses (84.916) (59.649) (58.146) 46,0 (144.565) (110.271) 31,1
Resultado da equivalência patrimonial/ Equity in results of investees 20.282 14.600 13.355 51,9 34.882 54.869 (36,4)
LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS/INCOME BEFORE INTEREST INCOME (EXPENSES) AND TAXES 349.063 467.777 283.799 23,0 816.840 667.467 22,4
Resultado Financeiro/Interest Income (expenses) 36.779 110.360 96.815 (62,0) 147.139 182.682 (19,5)
Receitas fi nanceiras/ Interest income 124.450 184.029 152.083 (18,2) 308.479 299.589 3,0
Despesas fi nanceiras/ Interest expenses (87.671) (73.669) (55.268) 58,6 (161.340) (116.907) 38,0
LUCRO OPERACIONAL/ OPERATING INCOME 385.842 578.137 380.614 1,4 963.979 850.149 13,4
Imposto de renda e contribuição social/Income tax and social contribution (128.359) (193.308) (129.263) (0,7) (321.667) (279.439) 15,1
Imposto de Renda e Contribuição Social/Income Tax and Social Contribution (164.195) (274.966) (148.025) 10,9 (439.161) (297.447) 47,6
Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos/Deferred Income Tax and Social Contribution 35.836 81.658 18.762 91,0 117.494 18.008 552,5
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO/ NET INCOME 257.483 384.829 251.351 2,4 642.312 570.710 12,5
Atribuído aos acionistas da empresa controladora/Attributed to the Company's controlling shareholders 255.178 379.481 243.608 4,7 634.659 558.623 13,6
Atribuído aos acionistas não controladores/Attributed to minority shareholders 2.305 5.348 7.743 (70,2) 7.653 12.087 (36,7)
LAJIDA/ EBITDA 464.668 587.175 405.535 14,6 1.051.843 887.447 18,5
28
- o saldo apresentado na conta “material” registrou retração de 16,8%, refletindo, principalmente, a redução na aquisição de material para o sistema elétrico;
- a conta “matéria-prima e insumos para produção de energia” registra o custo com aquisição de carvão mineral para a usina termelétrica de Figueira;
- a rubrica “gás natural e insumos para operação de gás” cresceu 24,0% e reflete basicamente a elevação dos preços do gás natural adquirido pela Compagas para atendimento a terceiros;
-o aumento de 15,4% em “serviços de terceiros” se deve, em grande parte, ao reajuste dos contratos pela inflação e à ampliação de gastos com serviços necessários para viabilizar a expansão da Companhia (telefonia, processamento e transmissão de dados, viagens e outros serviços);
- a variação de 14,9% verificada em “provisões e reversões” foi oca-sionada, principalmente, por maiores provisões para (i) litígios, (ii) perdas de créditos tributários, e (iii) créditos de liquidação duvidosa;
- a conta “custo de construção” cresceu 20,0%, como reflexo do programa de investimentos realizado no trimestre para os negócios de transmissão e distribuição de energia; e
-elevação da rubrica “outros custos e despesas operacionais” em virtude, principalmente, da maior apropriação a título de reco-nhecimento de perdas na desativação e alienação de ativos, em razão principalmente, da transferência de linhas de transmissão da controlada Elejor para a COPEL Distribuição, conforme deter-minação da ANEEL.
Resultado de Equivalência Patrimonial
O resultado de equivalência patrimonial reflete os ganhos e perdas nos investimentos realizados nas coligadas da COPEL. No segundo trimestre de 2011, o resultado apresentado cresceu 51,9%, composto principalmente pelos ganhos de R$ 14,4 milhões da Sanepar.
Resultado Financeiro
As receitas financeiras caíram 18,2%, totalizando R$ 124,4 milhões. A contração verificada é decorrente da desace-leração dos índices de inflação utilizados como indexadores das contas a receber vinculadas à concessão e da CRC.
As despesas financeiras registradas no período totaliza-ram R$ 87,7 milhões, valor 58,6% superior ao verificado no período anterior. Essa elevação se deve, principalmente, à consolidação dos débitos relacionados ao Programa de Recuperação Fiscal, aos encargos de dívidas e à variação monetária sobre os encargos relativos à utilização de bem público da Elejor.
- the balance under “materials” decreased 16.8%, due mostly lower purchases of materials for the power system;
- the “raw materials and supplies for power generation” item records the cost of purchase of mineral coal for the Figueira Thermal Power Plant;
- the “natural gas and supplies for the gas business” increased 24.0% and reflects basically the increased prices of natural gas acquired by Compagas to supply third-parties;
- the 15.4% increase in “outsourced services,” largely due to adjustments of contracts to inflation and the higher expenses incurred with services that are necessary for the Company’s expansion (telephony, data processing and transmission, travel expenses and other services);
- the 14.9% variation in “provisions and reversals” was due mostly to higher provisions for (i) litigation, (ii) tax credit losses, and (iii) doubtful accounts;
- “construction costs” increased 20.0%, as a result of the power transmission and distribution expenditure program for the quarter; and
- increase of the line “other operating costs and expenses” was mainly due to higher recognition of losses in the deactivation and sale of assets, mainly as a result of the transfer of transmission lines of the subsidiary Elejor to COPEL Distribuição, as determined by ANEEL.
Equity in the Results of Subsidiaries and Investees
Equity in investees and subsidiaries reflects gains and losses in connection with the investments in COPEL’s investees and subsidiaries. In the second quarter of 2011, this item increased 51.9%, mostly on account of the R$ 14.4 million in gains from Sanepar.
Financial Income (Losses)
Interest income decreased 18.2%, amounting to R$ 124.4 million. This reduction is due to lower inflation indicators, which are used to restate receivables tied to the concession and CRC credits.
Financial expenses in the quarter reached R$ 87.7 million, a figure 58.6% higher than the one recorded in the previous period. This increase was due mostly to the consolidation of debts under the Tax Recovery Program, to debt charges and to the monetary restatement of charges in connection with the use of public property by Elejor.
29
R$ milhões/ R$ million
COPELRealizado/ Carried out
1S11/ 1H11 2011
Geração e Transmissão/ Generation and Transmission 351,5 1.024,8 UHE Mauá 110,0 164,4
UHE Colider 138,5 492,4
PCH Cavernoso II 13,0 78,5
Outros/ Other 90,0 289,5
Distribuição/ Distribution 304,8 933,3
Telecomunicações/ Telecommunications 34,8 102,4
TOTAL 691,1 2.060,5
R$ 1.000 2T11/2Q11 1T11/1Q11 2T10/2Q10 Var% 1S11/1H11 1S10/1H10 Var%
(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)
Receitas Financeiras/ Interest Income 124.450 184.029 152.083 (18,2) 308.479 299.589 3,0
Renda de aplicações fi nanceiras/Financial investment return 80.581 79.360 55.964 44,0 159.941 112.107 42,7
Variação monetária sobre ativo indenizável - concessão/Monetary restatement on indemnifi able assets - concession 13.957 45.480 37.115 (62,4) 59.437 69.954 (15,0)
Variação monetária sobre repasse CRC/Monetary restatement on CRC transfer 4.873 32.905 32.789 (85,1) 37.778 66.039 (42,8)
Acréscimos moratórios sobre faturas de energia/Late fees on electricity bills 14.775 17.769 15.064 (1,9) 32.544 35.227 (7,6)
Outras receitas fi nanceiras/ Other interest income 10.264 8.515 11.151 (8,0) 18.779 16.262 15,5
Despesas Financeiras/ Interest Expenses (87.671) (73.669) (55.268) 58,6 (161.340) (116.907) 38,0 Encargos de dívidas/ Interest and fees (35.318) (33.421) (29.156) 21,1 (68.739) (59.115) 16,3
Variações monetárias - Concessão UBP ANEEL/Monetary variation - ANEEL Concession - Use of public asset (17.003) (20.104) (10.507) 61,8 (37.107) (19.783) 87,6
Variações monetárias e cambiais/ Monetary and exchange variation (3.290) (5.298) (3.060) 7,5 (8.588) (13.510) (36,4)
Outras despesas fi nanceiras/ Other interest expenses (32.060) (14.846) (12.545) 155,6 (46.906) (24.499) 91,5
Resultado Financeiro/ Interest income (expenses) 36.779 110.360 96.815 (62,0) 147.139 182.682 (19,5)
Main Indicators for the 1H11
Shareholders’ Equity: R$ 43.43 per share Net income per share: R$ 2.35 EBITDA: R$ 1,051.8 million Return on shareholders’ equity: 5.7% for the period Current liquidity: 1.72 Operating margin: 26.3% Indebtedness: 18.2%
Principais Indicadores 1S11
VPA: R$ 43,43 por ação Lucro por ação: R$ 2,35 LAJIDA: R$ 1.051,8 milhões Retorno sobre o PL: 5,7% no período Liquidez Corrente: 1,72 Margem Operacional: 26,3% Endividamento: 18,2%
Lucro Líquido e LAJIDA
A COPEL obteve lucro líquido de R$ 257,5 milhões no trimestre, montante 2,4% superior ao apresentado no 2º trimestre de 2010. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amorti-zação (LAJIDA) foi de R$ 464,7 milhões, 14,6% maior do que os R$ 405,5 milhões registrados no mesmo período do ano anterior.
Programa de Investimentos
O programa de investimentos realizado pela COPEL de janeiro a junho de 2011 e a previsão de investimentos para 2011 são apresentados na tabela a seguir:
Net Income and EBITDA
COPEL recorded net income of R$ 257.5 million in the quarter, a fi gure 2.4% higher than the one recorded in the second quarter of 2010. Earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization (EBITDA) reached R$ 464.7 million, a fi gure 14.6% higher than the R$ 405.5 million recorded in the same period last year.
Capital Expenditure Program
COPEL’s expenditure program from January through June 2011 and its estimated expenditures in 2011 are shown below:
30
R$ 1.000
1S11/ 1H11 1S10/ 1H10
Fluxos de caixa das atividades operacionais/ Cash fl ow from operating activities Lucro líquido do exercício/ Net income for the period 642.312 570.710
Ajustes p/ reconciliação do lucro líquido do período com a geração de caixa das ativid.operac./Adjustments to reconcile net income to cash provided by operating activities:
616.392 463.854
Depreciação/ Depreciation 164.884 173.330 Amortização de intangível - concessão/ Amortization of intangible assets - concession 103.911 99.474
Amortização de intangível - outros/ Amortization of intangible assets - other 725 1.681
Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas/ Unrealized monetary and exchange variations, net 24.071 (71.358)
Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão/Remuneration of accounts receivable related to the concession
(148.847) (152.784)
Resultado da equivalência patrimonial/ Equity in the results of investees (34.882) (54.869)
Imposto de Renda e Contribuição Social/ Income Tax and Social Contribution 439.161 297.447
Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos / Deferred Income Tax and Social Contribution (117.494) (18.008)
Provisão perdas contas a receber vinculadas à concessão/ Provision for loss with receivable accounts related to concession 2.334 10.438
Provisão para créditos de liquidação duvidosa/ Provision for doubtful accounts 15.459 10.942
Provisão para perdas de créditos tributários/ Provision for tax credit losses 15.773 -
Provisões (reversões) para litígios/ Reserve for contingencies 15.250 53.994
Provisão para benefícios pós-emprego/ Provisions for post-employment benefi ts 67.347 55.265
Provisão para pesquisa e desenvolvimento e efi ciência energética/Provision for research and development and energy effi ciency 33.079 29.833
Baixas de contas a receber vinculadas à concessão/ Loss on disposal of accounts receivables related to concession 12.569 5.638
Baixas de investimentos/Loss on disposal of investments - 6
Resultado das baixas de imobilizado/ Results on disposal of property, plant, and equipment, net 17.293 1.258
Resultado das baixas de intangível/ Results on disposal of intangible 5.759 21.567
Baixa de outros intangíveis vinculados à concessão/ Loss on disposal of intangible related to concession - -
Redução (aumento) dos ativos/ Reduction (increase) of assets (100.315) (66.295)
Aumento (redução) dos passivos/ Increase (reduction) of liabilities (710.953) (645.736)
Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais/Net cash generated by operating activities 447.436 322.533
Fluxos de caixa das atividades de investimento/ Cash fl ow from investing activities Aplicações fi nanceiras/ Financial investments 69.803 (44.236)
Adições em investimentos/ Additions in investments (111) (148)
Adições no imobilizado/ Additions to property, plant, and equipment (363.894) (143.872)
Adições no intangível/ Additions to intangible assets related to concessions (321.894) (348.472)
Adições em outros intangíveis/ Additions to other intangible (2.120) (20.743)
Participação fi nanceira do consumidor/ Customer contributions 28.253 44.181
Caixa líquido utilizado nas atividades de investimento/Net cash used by investing activities (589.963) (513.290)
Fluxos de caixa das atividades de fi nanciamento/ Cash fl ow from fi nancing activities
Integralização de capital em controladas por acionistas não controladores/Payment of capital in affi liates by noncontrolling shareholders
(19.689) 54.000
Empréstimos e fi nanciamentos obtidos/ Loans and fi nancing obtained 197.262 80.059
Empréstimos e fi nanciamentos - amortização de principal/Amortization of principal amounts of loans and fi nancing
(22.631) (19.840)
Debêntures - amortização de principal/ Amortization of principal amounts of debentures - (177.908)
Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos/ Dividends and interest on capital paid (130.513) (83.994)
Caixa líquido utilizado pelas atividades de fi nanciamento/Net cash used by fi nancing activities 24.429 (147.683)
Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa/ Increase (decrease) in cash and cash equivalents (118.098) (338.440)
Saldo inicial de caixa e equivalentes a caixa/ Cash and cash equivalents at the beginning of the period 1.794.416 1.518.523
Saldo fi nal de caixa e equivalentes a caixa/ Cash and cash equivalents at the end of the period 1.676.318 1.180.083
Variação no caixa e equivalentes a caixa/Variation in cash and cash equivalents (118.098) (338.440)
Fluxo de Caixa Consolidado - 1S11 Consolidated Cash Flow - 1H11
RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS/SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFOMANCE
31
R$ 1.000
Ativo/ Assets GET DIS TEL
CIRCULANTE/ CURRENT 1.623.007 2.247.831 55.680
Caixa e equivalentes de caixa/ Cash and cash equivalents 1.166.790 665.928 1.956
Aplicações fi nanceiras/ Financial investment 111.593 53.086 -
Clientes/ Customers 194.198 1.183.826 32.457
Dividendos a receber/ Dividends receivable 5.106 - -
Repasse CRC ao Estado do Paraná /CRC transferred to the State of Paraná - 61.649 -
Contas a receber vinculadas a concessão/Accounts receivable tied to the concession 66.563 - -
Outros créditos/ Other 52.460 126.099 1.832
Estoques/ Inventories 22.729 92.737 16.606
Imposto de Renda e Contribuição Social/Income Tax and Social Contribution 2.133 21.976 13
Outros tributos correntes a recuperar/ Other current taxes recoverable 713 32.581 2.744
Despesas antecipadas/ Prepaid expenses 722 9.949 72
NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 7.069.368 5.076.774 274.273
Realizável a Longo Prazo/ Long-Term Assets 1.019.966 3.794.301 17.366
Aplicações fi nanceiras/ Financial investment - 25.679 -
Clientes/ Customers - 43.816 -
Repasse CRC ao Estado do Paraná/CRC transferred to the State of Paraná - 1.288.387 -
Depósitos judiciais/ Judicial deposits 18.511 156.740 647
Ativo Indenizável - concessão/Recoverable assets - concession 884.166 1.862.696 -
Outros créditos/ Other 1.878 3.228 -
Outros tributos corrente a recuperar/Other current taxes recoverable 1.080 63.839 9.029
Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos/Income Tax and Social Contribution paid in advance 114.331 349.916 7.690
Investimentos/ Investments 389.427 4.232 -
Imobilizado/ Property, Plant and Equipment 5.622.140 - 242.910
Intangível/ Intangible Assets 37.835 1.278.241 13.997
TOTAL 8.692.375 7.324.605 329.953
RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS/SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFOMANCE
GET: Geração e Transmissão; DIS: Distribuição, TEL: Telecomunicações
Em 30 de junho de 2011. As of June 30, 2011.
32
R$ 1.000
Passivo/ Liabilities GET DIS TEL
CIRCULANTE/ CURRENT 1.228.375 1.520.460 38.302
Folha de pagamento e provisões trabalhistas/ Accrued payroll costs 49.943 130.139 12.422
Fornecedores/ Suppliers 190.614 438.418 11.328
Imposto de Renda e Contribuição Social/Income tax and social contribution 110.291 77.911 84
Outros tributos/ Other taxes 16.606 222.506 2.754
Empréstimos, fi nanciamentos e debêntures/Loans, fi nancing and debentures 47.123 17.629 -
Dividendos a pagar/ Dividends payable 767.318 355.968 10.474
Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefi ts 6.582 16.827 1.132
Encargos do consumidor a recolher/ Regulatory charges 4.623 75.851 -
Pesquisa e desenvolvimento e efi ciência energética/Research and development and energy effi ciency 12.242 130.232 -
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público/Receivables tied to the concession - use of public property 391 - -
Outras contas a pagar/ Other accounts payable 22.642 54.979 108
NÃO CIRCULANTE/ NON-CURRENT 1.789.321 2.198.050 32.505
Coligadas, controladas/ Intercompany receivables - 747.241 15.500
Fornecedores/ Suppliers 140.655 - -
Imposto de renda e contribuiçao social diferidos/Income Tax and social contribution deferred 819.001 51.122 -
Empréstimos e fi nanciamentos / Loans and fi nancing 447.960 684.207 -
Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefi ts 109.891 276.017 16.618
Pesquisa e desenvolvimento e efi ciência energética/Research and development and energy effi ciency 31.564 87.864 -
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público/Receivables tied to the concession - use of public property 24.010 - -
Provisões para litígio/ Reserve for litigation 216.240 351.599 387
PATRIMÔNIO LÍQUIDO/ SHAREHOLDERS' EQUITY 5.674.679 3.606.095 259.146
Capital social / Stock Capital 3.505.994 2.624.841 194.755
Ajustes de avaliação patrimonial/ Valuation adjustemnts 1.499.168 11.495 -
Reserva Legal/ Legal Reserve 182.162 108.500 3.521
Reserva de retenção de lucros/ Retained earnings reserve 145.364 570.007 43.086
Lucros (prejuízos) acumulados/ Accrued earnings (losses) 341.991 291.252 17.784
TOTAL 8.692.375 7.324.605 329.953
Em 30 de junho de 2011. As of June 30, 2011.
GET: COPEL Geração e Transmissão, DIS: COPEL Distribuição, TEL: COPEL Telecomunicações
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R$ 1.000
Demonstração do Resultado/Income Statement GET DIS TEL
Receita operacional/Operating revenues
953.061 2.597.513 76.451
Fornecimento de energia elétrica/ Electricity sales to fi nal customers 49.309 1.108.259 -
Suprimento de energia elétrica/ Electricity sales to distributors 686.749 33.606 -
Disponibilidade da rede elétrica/ Use of main transmission grid 146.551 1.216.467 -
Receita de construção/ Construction revenue 54.490 212.762 -
Prestação de serviço de telecomunicações / Telecommunications services - - 76.451
Outras receitas operacionais/ Other operating revenues 15.962 26.419 -
Custos e despesas operacionais/Operating costs and expenses
(553.052) (2.297.671) (50.448)
Energia elétrica comprada para revenda/ Electricity purchase for resale (35.876) (1.151.566) -
Encargos de uso da rede elétrica/ Use of main transmission grid (91.486) (241.019) -
Pessoal e administradores/ Personel and management (103.797) (280.045) (24.819)
Planos previdenciário e assistencial/ Pension and healthcare plans (15.743) (44.115) (3.017)
Material/ Material (6.843) (30.903) (827)
Matéria-prima e insumos para prod. de energia elétrica/Raw material and supplies for electricity generation
(12.400) - -
Serviços de terceiros/ Third-party services (37.553) (144.164) (8.132)
Depreciação e amortização/ Depreciation and amortization (128.863) (93.946) (11.455)
Provisões e reversões/ Provisions reversals (1.382) (52.482) 393
Custo de construção/ Construction cost (53.605) (212.762) -
Outras despesas operacionais/Other operating expenses
(65.504) (46.669) (2.591)
Resultado de equivalência patrimonial/ Equity in results of investees
(758) - -
Resultado antes do resultado fi nanceiro e tributos/ Earnings before fi nancial result and taxes
399.251 299.842 26.003
Resultado fi nanceiro/Interest income (expenses)
55.297 145.055 875
Resultado antes dos tributos sobre o lucro/ Earnings before income taxes
454.548 444.897 26.878
Imposto de renda e contribuição social/Income tax and social contribution
(168.905) (246.034) (10.356)
Imposto de renda e contribuição social diferidos/Deferred income tax and social contribution
14.821 92.389 1.262
Lucro (prejuízo) Líquido / Net Income (loss) 300.464 291.252 17.784
LAJIDA/ EBITDA 528.872 393.788 37.458
GET: COPEL Geração e Transmissão, DIS: COPEL Distribuição, TEL: COPEL Telecomunicações
