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COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA� COPEL�

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Companhia Paranaense de Energia - Copel

CNPJ/MF 76.483.817/0001-20

Inscrição Estadual 10146326-50

Companhia de Capital Aberto - CVM 1431-1

www.copel.com [email protected]

Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel - Curitiba - PR

CEP 80420-170

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

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DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

dezembro/2006

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ÍNDICE

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO.................................................................................................................................. 5 1. APRESENTAÇÃO ............................................................................................................................................... 5

1.1 Mensagem da Administração ..................................................................................................................... 5 1.2 Planejamento Estratégico........................................................................................................................... 7

2. PERFIL DA COMPANHIA.................................................................................................................................... 9 2.1 Geração .................................................................................................................................................... 11 2.2 Transmissão ............................................................................................................................................. 11 2.3 Distribuição ............................................................................................................................................... 11 2.4 Telecomunicações.................................................................................................................................... 12 2.5 Participações ............................................................................................................................................ 12 2.6 Produtos ................................................................................................................................................... 15 2.7 Copel em Números................................................................................................................................... 16

3. DESTAQUES ..................................................................................................................................................... 17 3.1 Cenário Regulatório do Setor ................................................................................................................... 17 3.2 Captação de Recursos ............................................................................................................................. 17 3.3 Energia Sustentável.................................................................................................................................. 18 3.4 Promovendo o Protocolo de Kyoto........................................................................................................... 19 3.5 Principais Certificações e Prêmios ........................................................................................................... 20

4. GOVERNANÇA ................................................................................................................................................. 21 4.1 Estrutura e Boas Práticas de Governança ............................................................................................... 21 4.2 Programa de Investimentos...................................................................................................................... 23 4.3 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento ............................................................................................. 23 4.4 Relacionamento com Acionistas............................................................................................................... 24 4.5 Auditoria Externa ...................................................................................................................................... 25 4.6 Gestão de Riscos ..................................................................................................................................... 26

5. DESEMPENHO OPERACIONAL ...................................................................................................................... 31 5.1 Mercado.................................................................................................................................................... 31 5.2 Tarifas e Política de Descontos ................................................................................................................ 34 5.3 Inadimplência............................................................................................................................................ 35 5.4 Qualidade da Energia ............................................................................................................................... 36 5.5 Tempo Médio de Atendimento.................................................................................................................. 38 5.6 Perdas .................................................................................................................................................... 38 5.7 Fluxo de Energia (em MWh)..................................................................................................................... 40

6. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO................................................................................................... 41 6.1 Receita Operacional Líquida .................................................................................................................... 41 6.2 Despesas Operacionais............................................................................................................................ 41 6.3 LAJIDA ou EBITDA................................................................................................................................... 42 6.4 Resultado Financeiro................................................................................................................................ 43 6.5 Endividamento .......................................................................................................................................... 44 6.6 Lucro Líquido ............................................................................................................................................ 44 6.7 Fluxo de Caixa.......................................................................................................................................... 45 6.8 Valor Adicionado....................................................................................................................................... 46 6.9 Desempenho do Preço das Ações ........................................................................................................... 47 6.10 Valor Econômico Agregado - VEA ou EVA .............................................................................................. 47

7. DESEMPENHO AMBIENTAL............................................................................................................................ 50 7.1 Materiais ................................................................................................................................................... 50 7.2 Energia .................................................................................................................................................... 50 7.3 Programa de Eficiência Energética .......................................................................................................... 51 7.4 Água .................................................................................................................................................... 51 7.5 Biodiversidade .......................................................................................................................................... 52 7.6 Emissões, Efluentes e Resíduos .............................................................................................................. 55 7.7 Produtos e Serviços.................................................................................................................................. 58 7.8 Concordância com os Aspectos Legais ................................................................................................... 59 7.9 Transporte ................................................................................................................................................ 59 7.10 Direitos Indígenas..................................................................................................................................... 60

8. DESEMPENHO SOCIAL ................................................................................................................................... 61 8.1 Incorporação dos Princípios do Pacto Global........................................................................................... 61 8.2 Incentivos Fiscais ..................................................................................................................................... 63 8.3 Gestão de Pessoas .................................................................................................................................. 64 8.4 Balanço Social .......................................................................................................................................... 67

9. AGRADECIMENTOS......................................................................................................................................... 71 9.1 Mensagem de Agradecimento.................................................................................................................. 71

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS................................................................................................................................... 73 Balanço Patrimonial - Ativo ..................................................................................................................................... 73 Balanço Patrimonial – Passivo................................................................................................................................ 74

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Demonstração do Resultado................................................................................................................................... 75 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido.............................................................................................. 76 Demonstração das Origens e Aplicações de Recursos .......................................................................................... 77

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS .................................................................................... 79 1 Contexto Operacional ............................................................................................................................... 79 2 Apresentação das Demonstrações Contábeis ......................................................................................... 82 3 Demonstrações Contábeis Consolidadas ................................................................................................ 83 4 Principais Práticas Contábeis ................................................................................................................... 84 5 Disponibilidades........................................................................................................................................ 88 6 Consumidores e Revendedores ............................................................................................................... 89 7 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa...................................................................................... 93 8 Serviços Executados para Terceiros, Líquidos ........................................................................................ 94 9 Dividendos a Receber .............................................................................................................................. 95 10 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná .................................................................................... 95 11 Impostos e Contribuições Sociais............................................................................................................. 97 12 Conta de Compensação da “Parcela A” ................................................................................................. 100 13 Ativo Regulatório – PIS/Pasep e Cofins ................................................................................................. 103 14 Cauções e Depósitos Vinculados........................................................................................................... 103 15 Outros Créditos....................................................................................................................................... 104 16 Coligadas e Controladas ........................................................................................................................ 105 17 Investimentos.......................................................................................................................................... 107 18 Imobilizado.............................................................................................................................................. 113 19 Intangível ................................................................................................................................................ 118 20 Empréstimos e Financiamentos ............................................................................................................. 119 21 Debêntures ............................................................................................................................................. 125 22 Fornecedores.......................................................................................................................................... 134 23 Folha de Pagamento e Provisões Trabalhistas ...................................................................................... 138 24 Taxas Regulamentares........................................................................................................................... 139 25 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética............................................................................ 139 26 Outras Contas a Pagar ........................................................................................................................... 141 27 Provisões para Contingências ................................................................................................................ 141 28 Patrimônio Líquido.................................................................................................................................. 149 29 Receita Operacional ............................................................................................................................... 151 30 Deduções da Receita Operacional ......................................................................................................... 153 31 Custos e Despesas Operacionais .......................................................................................................... 154 32 Energia Elétrica Comprada para Revenda............................................................................................. 156 33 Encargos de Uso da Rede Elétrica......................................................................................................... 157 34 Pessoal e Administradores ..................................................................................................................... 157 35 Planos Previdenciário e Assistencial ...................................................................................................... 158 36 Material .................................................................................................................................................. 162 37 Matéria-prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica................................................................ 162 38 Gás natural e Insumos para Operação de Gás ...................................................................................... 162 39 Serviços de Terceiros ............................................................................................................................. 163 40 Taxas Regulamentares........................................................................................................................... 163 41 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética............................................................................ 164 42 Provisões e Reversões........................................................................................................................... 164 43 Recuperação de Custos e Despesas ..................................................................................................... 164 44 Outros Custos e Despesas Operacionais............................................................................................... 165 45 Resultado Financeiro.............................................................................................................................. 166 46 Resultado de Participações Societárias ................................................................................................. 167 47 Resultado não Operacional .................................................................................................................... 169 48 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE..................................................................... 170 49 Reconciliação da Provisão para Imposto de Renda e Contribuição Social............................................ 173 50 Ajustes em Lucros Acumulados ............................................................................................................. 173 51 Instrumentos Financeiros ....................................................................................................................... 173 52 Transações com Partes Relacionadas................................................................................................... 175 53 Seguros .................................................................................................................................................. 178 54 Empresas Controladas ........................................................................................................................... 182 55 Demonstração do Resultado Segregado por Empresa.......................................................................... 188 56 Detalhamento da Doar............................................................................................................................ 189 57 Eventos Subseqüentes........................................................................................................................... 193

ANEXO I – DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA............................................................................................................. 194 ANEXO II – DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO ....................................................................................................... 196 PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES ........................................................................................................ 198 RELATÓRIO DO COMITÊ DE AUDITORIA ................................................................................................................... 200 PARECER DO CONSELHO FISCAL ............................................................................................................................. 205

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

1. APRESENTAÇÃO

1.1 Mensagem da Administração

Temos a satisfação de apresentar o balanço contábil da Copel relativo ao exercício de 2006, que

registra o maior lucro líquido nos 52 anos de existência da Companhia.

O resultado — de R$ 1.242,7 milhões — foi influenciado por dois episódios não recorrentes de

reversão de provisionamentos. O primeiro, de R$ 416,4 milhões, refere-se ao acordo firmado entre

Copel, Petrobras e Compagas que equacionou de forma amigável as divergências existentes sobre

o contrato de fornecimento de gás para a Usina de Araucária. E o segundo, de R$ 130,4 milhões,

refere-se à reversão da provisão sobre a Cofins incidente em operações com energia elétrica

realizadas entre 1998 e 2001, cuja legalidade a Copel questionou judicialmente, obtendo decisão

favorável do Superior Tribunal de Justiça.

É oportuno destacar que, mesmo desconsiderando os efeitos das duas reversões, o lucro líquido

da Copel continua sendo recorde e sem precedentes, atingindo a cifra de R$ 695,9 milhões. Isso

confirma o empenho da atual administração em gerir os negócios da Empresa com racionalidade,

eficiência, zelo e transparência, buscando atender convenientemente ao primado da gestão da

coisa pública — com ênfase no atendimento a compromissos de ordem social e ambiental — sem

descuidar dos resultados econômicos e financeiros.

Entre os principais fatos de 2006, destacamos a definitiva solução do impasse em torno da UEG

Araucária, da qual resultou a aquisição, pela Copel, da participação da norte-americana El Paso na

sociedade, e a negociação dos valores referentes ao suprimento de gás, assuntos que vinham

sendo discutidos com a Petrobras. Ainda em 2006, a Termelétrica foi alugada à própria Petrobras

por prazo de 12 meses, prorrogáveis.

A Copel também concluiu no ano que passou, por meio de sua controlada Centrais Elétricas do Rio

Jordão - Elejor, as obras de construção do complexo energético naquele rio, compreendendo as

Usinas de Santa Clara e Fundão (120 MW cada) e duas PCHs incorporadas às respectivas

barragens, agregando 6,0 MW ao conjunto.

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Por fim, em parceria com a Eletrosul, empresa federal subsidiária da Eletrobrás, a Copel

arrematou, em leilão promovido pela Aneel, a concessão para construir e operar a Usina

Hidrelétrica Mauá, no rio Tibagi, com 362 MW, que tem previsão de iniciar sua produção em janeiro

de 2011. Para essa obra, Copel e Eletrosul constituíram o Consórcio Cruzeiro do Sul, no qual a

Copel é majoritária, com 51% da participação.

Curitiba, 27 de Março de 2007

Rubens Ghilardi

Diretor Presidente

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1.2 Planejamento Estratégico

1.2.1 Referencial Estratégico

• Missão: Gerar, transmitir, distribuir e comercializar energia, bem como prestar serviços

correlatos, promovendo desenvolvimento sustentável e mantendo o equilíbrio dos interesses

da sociedade paranaense e dos acionistas.

• Visão: Ser a melhor empresa nos setores em que atua e referência em governança corporativa

e sustentabilidade empresarial.

• Valores: Durante 2006, os valores corporativos foram revisados, com ampla participação do

público interno e algumas categorias de clientes da Companhia, sendo agrupados em cinco:

1) Transparência: Prestação de contas das decisões e realizações da empresa para informar

seus aspectos positivos e/ou negativos a todas as partes interessadas.

2) Ética: Resultado de pacto coletivo que define comportamentos individuais alinhados a um

objetivo comum.

3) Respeito: Consideração com o próximo.

4) Responsabilidade social e ambiental: Condução da vida da empresa de maneira sustentável,

respeitando os direitos de todas as partes interessadas, inclusive das futuras gerações, e o

compromisso com a sustentação de todas as formas de vida.

5) Segurança: Ambiente organizacional seguro, que permite a continuidade da vida da empresa.

• Diretrizes estabelecidas pelo CAD

1) Expandir o sistema elétrico de geração, transmissão e distribuição.

2) Buscar a produtividade no curto prazo e o crescimento no longo prazo.

3) Buscar manter os clientes satisfeitos e a força de trabalho motivada e preparada.

4) Buscar excelência em custos, no relacionamento e em inovações.

5) Buscar excelência na transmissão de dados, imagem e voz.

6) Pesquisar novas tecnologias no setor energético para expansão da matriz energética com

fontes renováveis e não poluentes.

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1.2.2 Estratégia e Análise

O foco da Companhia vem se consolidando na implantação de forte sistema de gestão empresarial

para a sustentabilidade, que seja devidamente incorporado na cultura da Companhia e passe a

fazer parte de suas atividades cotidianas. Essa decisão estratégica se revela já na primeira

dimensão do planejamento plurianual, que prevê adequação a padrões internacionais de

governança, transparência e sustentabilidade até 2008. Além disso, a iniciativa de implantar

mecanismos e ajustar a cultura da corporação no sentido da ampla promoção da sustentabilidade

responde ao compromisso renovado junto ao Pacto Global, como forma de aprofundar a discussão

e implantação de todos os princípios a sua gestão. Para tanto, foi adotado o modelo de gestão

empresarial para a sustentabilidade, a ser consolidado nos próximos quatro anos.

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O modelo de gestão empresarial para a sustentabilidade integra o planejamento empresarial e a

gestão da sustentabilidade, buscando o alinhamento dos esforços para atingir e garantir, com base

nos valores da Copel e na gestão otimizada dos processos, o atendimento dos valores para as

partes interessadas, bem como o desenvolvimento e o crescimento sustentável da Companhia. A

Copel utiliza o Balanced Scorecard - BSC como metodologia de gestão, que auxilia a organização

a traduzir a estratégia em objetivos operacionais, direcionando comportamentos e desempenho.

No início de 2007, a alta direção revisou o referencial estratégico, alterando a missão e visão e

ampliando a perspectiva dos clientes no mapa estratégico para partes interessadas. O mapa

estratégico possui 25 objetivos, os quais são distribuídos em cinco perspectivas: sustentabilidade,

financeira, partes interessadas, processos internos e aprendizado, e crescimento. O atual

posicionamento estratégico visa à excelência operacional dos processos críticos dos negócios, o

que deve melhorar substancialmente a produtividade nos próximos quatro anos, e tem como

desafio a redução dos custos, garantindo a excelência dos serviços. Concomitantemente, iniciam-

se os desafios para o crescimento da receita no médio e longo prazo, sem esquecer, em nenhum

momento, da responsabilidade corporativa.

Dentre as conquistas também merecem destaque o posicionamento dos negócios diante do

mercado, o estabelecimento dos projetos estratégicos corporativos, que visam o salto incremental

de resultados, e o avanço na integração com o orçamento e na gestão da execução e controle do

desempenho da estratégia.

2. PERFIL DA COMPANHIA

A Companhia Paranaense de Energia - Copel é uma sociedade por ações, de capital aberto,

constituída sob a forma de sociedade de economia mista, controlada pelo Governo do Estado do

Paraná, e destinada, através de suas subsidiárias, a pesquisar, estudar, planejar, construir e

explorar produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, em

qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, participando ainda de consórcios, companhias

e empresas cujos objetivos sejam o desenvolvimento de atividades nas áreas de energia,

telecomunicações e gás natural, em conjunto com empresas privadas.

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Organograma das participações e composição acionária

58,63% Votante 26,41% Votante 13,52% Votante 1,06% Votante 0,38% Votante31,08% Total 23,97% Total 44,04% Total 0,56% Total 0,35% Total

10,54% Votante30,69% Total



70,0% Votante 51,0% Votante35,0% Total 51,0% Total 49,0% Total

49,0% Votante 45,0% Votante49,0% Total 48,0% Total 45,0% Total

45,0% Votante45,0% Total 40,0% Total 35,8% Total

23,0% Votante30,0% Total 23,0% Total 80,0% Total


(1)Subsidiária Integral

(2)Sociedade Limitada

DOMINÓ HOLDINGS

(2)EÓLICAS DO

PARANÁDONA FRANCISCA (2)

UEG ARAUCÁRIA

SERCOMTEL CELULAR (2)ESCOELECTRIC (2)FOZ DO CHOPIM

CARBOCAMPEL (2)COPEL AMEC SERCOMTEL

ELEJOR COMPAGAS (2)BRASPOWER

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

ELETROBRÁS OUTROS

(1)COPEL GERAÇÃO(1)COPEL

TRANSMISSÃO

(1)COPEL PARTICIPAÇÕES

ESTADO DO PARANÁ BNDESPARCUSTÓDIA EM BOLSA

(Free Float)

BOVESPA

(1)COPEL DISTRIBUIÇÃO

(1)COPEL TELECOMUNICAÇÕES

NYSE

MADRID

COPEL

100,0%

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2.1 Geração

Copel Geração S.A. - Explora o serviço de geração de energia. Seu parque gerador é composto

por 18 usinas em operação, sendo 17 hidrelétricas e uma termelétrica, totalizando 4.549,6 MW de

capacidade instalada efetiva. Também possui em sua estrutura 11 subestações, das quais 10 são

automatizadas e teleoperadas, com potência instalada de transformador elevador de 5.004,1 MVA.

Detém, perante a Aneel, as concessões relacionadas no quadro demonstrativo incluído na Nota

Explicativa nº 1.

2.2 Transmissão

Copel Transmissão S.A. - Tem como principal atribuição prover os serviços de transporte e

transformação da energia elétrica produzida pela Companhia. É responsável pela construção,

operação e manutenção de subestações, bem como das linhas destinadas à transmissão de

energia. A Concessionária também opera, para o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS,

parte do Sistema Interligado Nacional - SIN localizada na região sul do País. Seu sistema conta

com 129 subestações com tensões iguais ou superiores a 69 kV e 7.210,4 km de linhas de

transmissão, conforme detalhamento no quadro a seguir:

Subestações Tensão (kV) Linhas de Transmissão (km)

Automatizadas Potência (MVA)

69 1.166,1 30 2.016,2

88 58,2 - 5,0

138 4.246,3 71 4.829,7

230 1.578,5 24 6.993,0

525 161,3 4 2.200,0

TOTAL 7.210,4 129 16.043,9

2.3 Distribuição

Copel Distribuição S.A. - Distribui energia elétrica a 1.111 localidades, pertencentes a 392 dos

399 municípios do Paraná, e também ao município de Porto União, em Santa Catarina. A Copel

tem seu sistema de distribuição composto conforme demonstrado na tabela a seguir:

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Redes de distribuição (km) 165.757

Postes 2.264.214

Transformadores 315.289

Potência instalada em transformadores (MVA) 6.651

Subestações não-automatizadas 22

Subestações automatizadas 215

Subestações totais (34,5 kV) 237

Estações de chaves 30

Potência instalada em subestações (MVA) 1.624

Consumidores da distribuição 3.345.315

2.4 Telecomunicações

Copel Telecomunicações S.A. - Tem como principais atividades a prestação de serviços de

telecomunicações e de comunicações em geral, e a elaboração de estudos, projetos e

planejamentos na área de telecomunicações, bem como em atividades correlatas sob todas as

formas legalmente permitidas, sendo sua exploração por prazo indeterminado, sem caráter de

exclusividade, em níveis nacional e internacional, e tendo como área de prestação de serviço o

Estado do Paraná e a Região II do Plano Geral de Outorgas, conforme o Ato nº 31.337, da Agência

Nacional de Telecomunicações - Anatel, vinculada ao Ministério das Comunicações.

Desde 2002, opera serviço de comunicação multimídia. O dimensionamento da estrutura de

telecomunicações da Copel está demonstrado na tabela a seguir:

Cabos ópticos instalados no anel principal (km) 4.704

Cabos ópticos auto-sustentados (km) 4.542

Cidades atendidas 170

Clientes 389

2.5 Participações

Copel Participações S.A. - Por meio dessa subsidiária integral, é possível à Copel participar

acionariamente de outras sociedades ou consórcios em diversas áreas de atuação. Com vistas a

concentrar investimentos em empreendimentos alinhados a seu core business e a seu referencial

estratégico, a Companhia vem reavaliando sua carteira de ativos em participações.

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A Copel tem participação, na modalidade de produtor independente de energia elétrica, em cinco

empresas de geração organizadas na forma de Sociedade de Propósito Específico - SPE, com

potência instalada total de 887,4 MW, estando todas em operação atualmente. Participa também

nos setores de saneamento, gás, telecomunicações e serviços, conforme tabela a seguir:

Empreendimento Capacidade Instalada

(MW)

Energia Assegurada

(MW Médio)

Dona Francisca 125,0 80,0

Elejor (UHE Santa Clara e Fundão) 246,3 140,3

Eólicas do Paraná 2,5 0,6

Foz do Chopim 29,1 21,5 Set

or d

e E

nerg

ia

Elé

tric

a

UEG Araucária 484,5 422,0

Empreendimento Setor

Braspower

Carbocampel

Compagas

Copel Amec

Dominó Holdings

Escoelectric

Copel Empreendimentos

Sercomtel Celular

Out

ros

Set

ores

Sercomtel Telecom

Serviços

Exploração de Carvão

Gás

Serviços

Saneamento

Serviços

Participação Acionária

Telecomunicação

Telecomunicação

2.5.1 Copel Empreendimentos Ltda.

É uma sociedade limitada, adquirida pela Copel Participações em 30.05.2006, como forma de

consolidar a transferência, para a Copel, dos 60% do capital social da UEG Araucária Ltda. Tal

aquisição foi resultante da conclusão das negociações com a El Paso sobre a Termelétrica de

Araucária (Nota Explicativa nº 17).

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2.5.2 Compagas

A Companhia Paranaense de Gás - Compagas é uma sociedade de economia mista que tem como

atividade principal a exploração do serviço público de fornecimento de gás natural canalizado,

através de sua rede de distribuição de 459 km, implantada nos municípios paranaenses de

Araucária, Curitiba, Campo Largo, Balsa Nova, Palmeira, Ponta Grossa e São José dos Pinhais.

Até o fim de 2006, a Compagas atendia 1.904 unidades consumidoras, sendo 94 industriais, 24

postos de Gás Natural Veicular - GNV, 116 estabelecimentos comerciais, 1.666 residências, 2

empresas com co-geração, 1 empresa que utiliza o gás natural como matéria-prima e a Usina

Termelétrica a Gás Natural de Araucária.

2.5.3 Elejor

É uma Sociedade de Propósito Específico - SPE em que a Copel Participações detém 70% do

capital social votante. Foi constituída para implantar e explorar o Complexo Energético

Fundão/Santa Clara, no rio Jordão, na sub-bacia do rio Iguaçu, no Paraná, o qual inclui a Usina

Santa Clara e a Usina Fundão. Tais usinas têm capacidade instalada de 240,3 MW (além de PCH

incorporada à estrutura da barragem de Santa Clara, com capacidade instalada de 3,6 MW, e de

Fundão, com capacidade instalada de 2,4 MW). A concessão foi outorgada em 23.10.2001, por

trinta e cinco anos, prazo prorrogável a pedido da interessada e a critério da Aneel.

2.5.4 UEG Araucária Ltda.

Sociedade limitada que tem por objeto social a utilização do gás natural para transformação desse

insumo em energia elétrica e a conseqüente comercialização. A termelétrica tem capacidade

instalada de 484,5 MW. A autorização para se estabelecer como produtor independente de energia

elétrica foi emitida pela Aneel em 22.12.1999, por trinta anos, prazo prorrogável a pedido da

interessada e a critério da Aneel.

A Usina tem duas turbinas a gás, acopladas a duas caldeiras de recuperação de calor, que

permitem o funcionamento de uma terceira turbina a vapor, totalizando 484,5 MW de potência

instalada. O gás natural é o combustível utilizado nas turbinas a gás, resultando em emissões

atmosféricas sem odor e dentro dos parâmetros nacionais e internacionais de qualidade.

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A Usina Termelétrica de Araucária entrou em operação na terceira semana de setembro/2006 para

atender ao sistema elétrico brasileiro, em face da severa estiagem ocorrida no início do segundo

semestre do ano. A Usina permaneceu em estado de “hibernação” durante três anos e meio, e,

após dois meses de trabalhos de recomissionamento, operou satisfatoriamente, gerando

484,5 MW.

2.6 Produtos

Principais Produtos Participação no Mercado

Brasil Região Sul Paraná

Geração de Energia Elétrica 4,1% 24,7% 58,5%

Transmissão de Energia Elétrica(1) 2,2 9,4 19,6%

Distribuição de Energia Elétrica(3) 6,7% 33,9% (2)96,8%

Transmissão de Dados(2) 0,9% 5,2% 14,3%

Distribuição de Gás 2,7% 19,9% 100% (1)Refere-se exclusivamente ao comprimento de linhas da Rede Básica em dezembro de 2006 (2)Dado estimado (3)Participação no atendimento ao mercado cativo

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2.7 Copel em Números

CONSOLIDADO

Financeiros - R$ milhõesReceita operacional ou Vendas brutas 7.421,3 6.801,3 5.532,6 9,1 22,9

Receita operacional líquida ou Vendas líquidas 5.384,6 4.838,7 3.914,1 11,3 23,6

EBITDA ou LAJIDA 1.975,8 1.218,1 985,2 62,2 23,6

Lucro líquido 1.242,7 502,4 374,1 147,4 34,3

Patrimônio líquido 6.376,3 5.487,2 5.136,3 16,2 6,8

Indicadores Econômico-financeirosLiquidez corrente ( índice ) 1,2 1,1 0,7 9,1 57,1

Margem operacional do serviço ( % ) 29,8 18,4 17,3 62,0 6,4

Rentabilidade do patrimônio líquido ( % ) 24,2 10,1 7,9 139,6 27,8

Lucro por lote de mil ações - R$ 4,5 1,8 1,4 150,0 28,6

Valor patrimonial por lote de mil ações - R$ 23,3 20,1 18,8 15,9 6,9

Dívida sobre o patrimônio líquido ( % ) 40,7 37,3 35,7 9,1 4,5

AtendimentoGeração de energia - Participação mercado Nacional ( % ) (1) 4,1 4,6 4,7 (10,9) (2,1)

Geração de energia - Participação mercado da Região Sul ( % ) (1) 24,7 28,0 29,0 (11,8) (3,4)

Fornecimento de energia (mercado cativo) - Participação Nacional ( % ) (1) 6,7 6,6 6,3 1,5 4,8

Fornecimento de energia (mercado cativo) - Participação na Região Sul ( % ) (1) 33,9 33,6 31,9 0,9 5,3

Unidades consumidoras 3.345.331 3.256.584 3.180.077 2,7 2,4

Empregados(2) 8.119 7.704 6.749 5,4 14,2

Consumidores por empregado 412 423 471 (2,6) (10,2)

Consumidores por empregado na Distribuição 574 586 659 (2,0) (11,1)

Municípios atendidos 393 393 393 - -

Localidades atendidas 1.111 1.109 1.112 0,2 (0,3)

População total atendida (em milhares de habitantes)(3) 9.822 9.668 9.394 1,6 2,9

-Urbana 8.411 8.181 7.956 2,8 2,8

- Rural 1.411 1.487 1.438 (5,1) 3,4

MercadoÁrea de concessão (km2) 194.854 194.854 194.854 - -

Geração própria (GWh) 10.358 18.436 19.121 (43,8) (3,6)

Mercado Faturado de Energia (GWh) 18.691 18.696 18.041 - 3,6

Tarifa média anual de fornecimento (R$/MWh)(4) 211,34 205,38 180,26 2,9 13,9

- Residencial 256,10 268,43 251,97 (4,6) 6,5

- Industrial 185,97 162,23 128,84 14,6 25,9

- Comercial 233,60 233,04 212,77 0,2 9,5

- Rural 158,61 162,40 151,23 (2,3) 7,4

DEC (horas, centesimal de hora)(5) 14,79 13,48 14,04 9,7 (4,0)

FEC (número de interrupções)(5) 13,65 13,50 14,19 1,1 (4,9)

OperacionaisUsinas em operação(6) 18 18 18 - -

Subestações 377 369 364 2,2 1,4

Linhas de transmissão (km) 7.210 6.996 6.996 3,1 -

Redes de distribuição (km) 165.757 165.576 165.576 0,1 -

Nº de postes 2.264.214 2.221.572 2.221.572 1,9 - Capacidade instalada (MW)(6) 4.550 4.550 4.550 - -

(1)Fonte ONS, Eletrobras e EPE(2)Não inclui empregados da Compagas, Elejor e UEG Araucária(3)Estimativa publicada pelo IBGE (4)Esta é a tarifa média do ano. Vide a tarifa média de Dezembro no item 5.2.3 - Realinhamento Tarifário(5)Vide maiores detalhes no item 5.4 - Qualidade da Energia(6)Não inclui usinas da Elejor e da UEG Araucária

∆∆∆∆ %2005-2004

∆∆∆∆ %2006-20052006 2005 2004

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17

3. DESTAQUES

3.1 Cenário Regulatório do Setor

Em função da redução do lastro de garantia física da CIEN promovida pelo Ministério de Minas e

Energia, a Copel adquiriu, no Leilão A-1, energia acima do limite de 1% da carga, para substituir a

energia proveniente do contrato firmado com a CIEN. Em decorrência dos instrumentos

normativos, a Copel participou, em dezembro/2006, do Leilão A-1, adquirindo 159,36 MW médios,

com prazo de suprimento de oito anos e preço médio de R$ 104,74/MWh.

Em relação às normas que tratam da revisão tarifária, a Resolução Normativa nº 234/2006, de

31.10.2006, estabeleceu conceitos gerais, metodologias aplicáveis e procedimentos iniciais para

realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de

distribuição de energia elétrica. Dentre os destaques estão a reprodutibilidade e a transparência no

processo do segundo ciclo de revisão tarifária periódica.

As principais alterações metodológicas sobre os custos operacionais eficientes (Empresa de

Referência) dizem respeito a identificação de processos, estabelecimento de custo eficiente e

projeção da estrutura de pessoal e material.

A base de remuneração permanecerá blindada no próximo ciclo, apenas incluindo as

movimentações ocorridas.

3.2 Captação de Recursos

Em 04.10.2006, a Comissão de Valores Mobiliários - CVM concedeu o registro da 4ª Emissão de

Debêntures da Copel, no montante de R$ 600 milhões, saldo do programa de R$ 1 bilhão

arquivado na CVM em abril de 2005.

Tal emissão tem prazo de cinco anos para amortização, com pagamento de juros semestral e taxa

de remuneração de 104% a.a. do Certificado de Depósito Interbancário - CDI. O rating dessa

operação foi A+ pela avaliação da Fitch Ratings. Os recursos da operação serão utilizados em

2007 para quitar o saldo da emissão de debêntures ocorrida em 2002 e amortizar um terço das

debêntures emitidas em 2005.

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18

Em 2006, além dos recursos captados via debêntures, ingressaram na Companhia

R$ 86,5 milhões provenientes da Eletrobrás, sendo R$ 56,9 milhões como subvenção econômica

para reembolso de despesas decorrentes da ampliação do subsídio à subclasse baixa renda e

R$ 29,6 milhões referentes ao Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia

Elétrica - Programa Luz para Todos, com a finalidade de promover a eletrificação em residências e

estabelecimentos localizados no meio rural.

3.3 Energia Sustentável

Foi finalizada a atualização do mapa eólico do Paraná. No processo, foram realizados

levantamentos do aproveitamento do potencial eólico no Estado, através do Projeto Ventar, que

envolve a operação de 11 estações de medição de vento.

Concluíram-se também os estudos de viabilidade técnica e ambiental da PCH Cavernoso II, bem

como seu projeto básico, em condições de aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica -

Aneel, de forma a possibilitar a instalação de mais uma unidade geradora de energia elétrica pela

Copel, aumentando sua capacidade instalada em 18,37 MW.

Estão em andamento os seguintes estudos para possíveis projetos de geração de energia

alternativa:

• levantamento da disponibilidade de biomassa no Estado;

• avaliação do processo de gaseificação de biomassa e de obtenção de biocombustível ou de

metanol para utilização como insumo na indústria de resinas para placas de madeira ou

potencial portador de hidrogênio;

• assessoria na análise técnica e econômica de propostas para destinação final dos resíduos

sólidos domiciliares (lixo urbano) da região metropolitana de Curitiba, mediante participação

em grupo de trabalho coordenado pela Coordenação da Região Metropolitana de Curitiba -

Comec;

• convênio para desenvolver metodologia para geração distribuída de energia a base de biogás,

com saneamento ambiental, entre Copel, Itaipu, Eletrobrás, Eletrosul, Sanepar, Organização

das Cooperativas do Paraná - Ocepar, Cooperativa Lar de Medianeira, Instituto Ambiental do

Paraná - IAP e os institutos Cepel, Lactec e Fundação PTI, sendo a região de Toledo, no

interior do Paraná, a área selecionada para implantação do projeto-piloto.

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3.4 Promovendo o Protocolo de Kyoto

A Copel está realizando plantio florestal para recomposição de florestas ciliares em seus

reservatórios. Segundo estimativas, serão retiradas aproximadamente 262.130 toneladas de CO2

da atmosfera após a recomposição de 580 hectares de florestas ciliares.

Em 2006, foi formalmente criado grupo de trabalho com o objetivo de avaliar as oportunidades de

qualificação de projetos no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo - MDL, para

empreendimentos de geração e transmissão de energia da Copel.

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20

3.5 Principais Certificações e Prêmios

Dentre as principais certificações e prêmios conquistados, destacam-se:

Prêmio/ Conquista/Certificação Certificador

Inclusão no Índice de Sustentabilidade Empresarial - ISE Bovespa pelo segundo ano consecutivo Bolsa de Valores de São Paulo

Grande Marca do Paraná - 1º lugar Top of Mind pela sexta vez consecutiva, como a mais lembrada na categoria Grandes Empresas

Revista Amanhã e Instituto Bonilha de Pesquisa

Prêmio Expressão de Ecologia - Categoria “Produto Verde”, pelo processo de “Óleo Isolante Biodegradável” Revista Expressão

Prêmio Expressão de Ecologia - Categoria “Conservação de Recursos Naturais - Setor Público” pelas ações desenvolvidas para manter e preservar os imóveis da Copel situados na Mata Atlântica - Serra do Mar - Paraná

Revista Expressão

Prêmio Fundação COGE - Categoria “Ações Ambientais”, considerada uma das três melhores do país, pela iniciativa do processo de “Óleo Isolante Biodegradável”

Fundação COGE - Comitê de Gestão Empresarial

Prêmio CIER de Qualidade e Satisfação dos Clientes - 2° lugar - Categoria Prata, ou seja, a segunda melhor empresa prestadora de serviços de energia elétrica na América do Sul, pela segunda vez consecutiva

Comisión de Integración Energética Regional - América Latina - CIER

Menção Especial de Informação e Comunicação - melhor avaliação no quesito informação e comunicação com o cliente

Comisión de Integración Energética Regional - América Latina - CIER

Grandes e Líderes - 2º lugar entre as 100 maiores empresas do Paraná Revista Amanhã

Prêmio Abradee - Melhor Distribuidora de Energia Elétrica da Região Sul, entre as empresas com mais de 400 mil consumidores

Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - Abradee

Prêmio Abradee de Responsabilidade Social, que reconhece as iniciativas da Copel relacionadas com a sustentabilidade empresarial, transparência e governança corporativa, entre as empresas com mais de 400 mil consumidores

Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - Abradee

Prêmio Mario Henrique Simonsen - Excelência em Balanço Social, como empresa que valoriza a responsabilidade social e o desenvolvimento de sua comunidade

Brasil Rotário, Associação Comercial do Rio de Janeiro e Fundação Nacional de Apoio Gerencial - Funager

Prêmio IASC - 1º lugar - Melhor índice de satisfação dos clientes na Região Sul entre as distribuidoras com mais de 400 mil consumidores

Pesquisa da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel

Prêmio IASC - 2º lugar - Melhor índice de satisfação dos clientes no Brasil Pesquisa da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel

Prêmio IASC - 3º lugar - Melhor crescimento anual Pesquisa da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel

Primeira empresa do Brasil certificada pela ISO 9000 em todos os seus processos de operação e manutenção de suas usinas geradoras ISO

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4. GOVERNANÇA

Para a Copel, Governança Corporativa é o sistema de gestão pelo qual uma empresa é dirigida e

monitorada. As boas práticas de governança são baseadas em princípios de transparência,

eqüidade, prestação de contas e responsabilidade para com todas as partes interessadas, com o

objetivo de aumentar o valor da Empresa e contribuir para sua perenidade.

Diante disso, através da Governança Corporativa, a Companhia busca:

• contribuir para a perenidade da Empresa, com visão de longo prazo na busca de

sustentabilidade econômica, social e ambiental;

• aprimorar o relacionamento e a comunicação com todas as partes interessadas;

• minimizar os riscos estratégicos, operacionais e financeiros; e

• aumentar o valor da Companhia, viabilizando a estratégia de captação de recursos.

4.1 Estrutura e Boas Práticas de Governança

O organograma a seguir apresenta a estrutura organizacional e de comitês e conselhos oficiais

responsáveis pela supervisão, implementação e auditoria de políticas econômicas, ambientais,

sociais e correlatas da Copel:

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ASSEMBLÉIA GERALDE ACIONISTAS

Diretoria de Finanças e deRelações com Investidores

HOLDING SUBSIDIÁRIAS INTEGRAIS

CONSELHO DEADMINISTRAÇÃO CONSELHO FISCAL

PRESIDÊNCIA

Diretoria de Gestão Corporativa

Diretoria Jurídica

Diretoria de Geração e Transmissãode Energia e de Telecomunicações

Diretoria de Distribuição

DIRETORIA REUNIDA

COPEL Telecomunicações S.A.

COPEL Distribuição S.A.

COPEL Participações S.A.

COPEL Geração S.A.

COPEL Transmissão S.A.

Comitê de Auditoria

Conselho de Orientação Ética

Auditoria Interna

Comitê de Divulgação deAtos e Fatos Relevantes

ASSEMBLÉIA GERALDE ACIONISTAS

Diretoria de Finanças e deRelações com Investidores

HOLDING SUBSIDIÁRIAS INTEGRAIS

CONSELHO DEADMINISTRAÇÃO CONSELHO FISCAL

PRESIDÊNCIA

Diretoria de Gestão Corporativa

Diretoria Jurídica

Diretoria de Geração e Transmissãode Energia e de Telecomunicações

Diretoria de Distribuição

DIRETORIA REUNIDA

COPEL Telecomunicações S.A.

COPEL Distribuição S.A.

COPEL Participações S.A.

COPEL Geração S.A.

COPEL Transmissão S.A.

Comitê de Auditoria

Conselho de Orientação Ética

Auditoria Interna

Comitê de Divulgação deAtos e Fatos Relevantes

4.1.1 Conselho de Administração - CAD

Os membros do Conselho de Administração têm mandato de dois anos, podendo ser reeleitos.

Dentre seus integrantes há um empregado da Companhia, indicado pelos demais empregados.

Entre a Diretoria, apenas o Diretor Presidente é membro do CAD, atuando como secretário

executivo desse órgão colegiado. Dentre os nove membros do atual Conselho de Administração,

cinco são considerados independentes. A única exigência técnica existente para a formação do

Conselho de Administração é de que um dos seus membros seja especialista financeiro, nos

termos da Lei Sarbanes-Oxley, para que possa exercer as funções de Presidente do Comitê de

Auditoria, órgão consultivo e permanente, diretamente ligado ao CAD.

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4.1.2 Comitê de Auditoria

O Comitê de Auditoria é constituído por três membros, independentes e integrantes do Conselho

de Administração, nos termos da Lei Sarbanes-Oxley, com mandato de dois anos. Dentre suas

competências, estabelecidas em seu Regimento Interno, o Comitê é responsável pela revisão e

supervisão dos processos de controles internos e administração de riscos, devendo zelar pela

qualidade e eficiência desses processos.

4.2 Programa de Investimentos

Foi aprovado na 115ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração da Copel, realizada em

dezembro/2006, o Programa de Investimentos previsto para 2007, o qual abrange o ativo

imobilizado e o ativo intangível, conforme demonstrado a seguir:

Subsidiárias Realizado 2006 Previsto 2007

(R$ milhões)

Geração 41,9 72,4

Transmissão 142,8 179,5

Distribuição 282,2 406,9

Telecomunicações 30,1 34,3

TOTAL 497,0 693,1

A tabela não contempla os investimentos no imobilizado e no intangível das controladas, bem como as aplicações em participações societárias

4.3 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento

Em cumprimento à Lei n° 9.991/2000, que dispõe sobre a realização de investimentos em pesquisa

e desenvolvimento por parte das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do

setor de energia elétrica, a Copel investiu, em 2006, R$ 8,26 milhões nos segmentos de geração,

transmissão e distribuição, o que totaliza 57 projetos relativos aos ciclos 2002/2003, 2003/2004 e

2004/2005.

Dentre os projetos executados, chamam a atenção os seguintes:

a) Distribuição:

Desenvolvimento de metodologia para otimização da logística de atendimento aos usuários de

rede de distribuição de energia elétrica, em condições emergenciais, visando à melhoria da

qualidade de seu fornecimento.

Ferramenta de análise dos efeitos de distúrbios em sistemas de distribuição de energia elétrica

sobre os consumidores.

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b) Geração:

Desenvolvimento e validação de nova metodologia para avaliação técnico-econômica de

empreendimentos eólicos.

c) Transmissão:

Sistema de cálculo de ampacidade em tempo real de linhas de transmissão.

4.4 Relacionamento com Acionistas

A Copel conta com 27.185 acionistas, que detêm o capital social da Companhia, correspondente a

R$ 3,9 bilhões, representados por 273.655 milhões de ações, sem valor nominal, cuja distribuição

está demonstrada no item 2 deste relatório e no item “a” da Nota Explicativa n° 28.

A Diretoria de Finanças e de Relações com Investidores, ao longo do ano, recebeu visita de

expressivo número de investidores e analistas dos mercados de capitais nacional e internacional. A

Companhia também participou de conferências, seminários e reuniões e realizou road shows nos

principais centros financeiros do Brasil, da Europa e da América do Norte.

Com o compromisso de crescente transparência na divulgação de informações, a Copel mantém

vários canais de comunicação com analistas e investidores do mercado de capitais, para facilitar e

ampliar o acesso à comunicação e ao atendimento às questões desse público, como o “Informe RI

Copel” e o “Informativo Trimestral”, que são encaminhados aos profissionais do mercado de

capitais e disponibilizados no site da Companhia.

Com a instituição da Lei nº 9.249/95, a Copel tem adotado como política a distribuição de juros

sobre o capital próprio em substituição aos dividendos, de forma total ou parcial. O montante de

dividendos distribuídos é de, no mínimo, 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com o artigo 202

e seus parágrafos, da Lei nº 6.404/76, na seguinte ordem:

• As ações PNA terão prioridade na distribuição de, no mínimo, 10% ao ano, a serem entre elas

rateados igualmente, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de ações,

existentes ao fim do exercício fiscal;

• Após a dedução dos montantes alocados às ações PNA, e havendo valores disponíveis, as

ações PNB terão prioridade na distribuição, a serem entre elas rateados igualmente,

calculados proporcionalmente ao capital próprio desta espécie e classe de ações existente ao

fim do exercício fiscal; e

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• Havendo montantes disponíveis após a dedução aos alocados às ações PNA e às ações PNB,

as ações ON têm direito de receber importância calculada proporcionalmente ao capital

próprio a esta espécie de ações existente ao fim do exercício fiscal.

O valor calculado a ser distribuído a cada ação preferencial, independente de classe, será, no

mínimo, 10% superior aos que foram atribuídos a cada ação ON, conforme o disposto no inciso II

do parágrafo 1º do artigo 17 da Lei nº 6.404/76, com a redação determinada pela Lei nº 10.303, de

31.10.2001.

As ações preferenciais adquirirão o direito de voto se, por três exercícios consecutivos, não lhes

forem pagos os dividendos mínimos ou juros sobre o capital próprio a que fazem jus.

Para o exercício de 2006, está sendo proposto, para homologação na Assembléia Geral Ordinária -

AGO, a se realizar em abril/2007, o montante de R$ 123,0 milhões a título de juros sobre o capital

próprio (JCP) e R$ 157,9 milhões a título de dividendos. Detalhes adicionais constam do item “c”

da Nota Explicativa n° 28. A distribuição de JCP de anos anteriores está demonstrada na tabela a

seguir:

Distribuição dos Juros sobre o Capital Próprio

(Em R$ mil) 2005 2004

Aprovação na AGO de 27.04.2006 25.04.2005

Data de Pagamento 19.06.2006 24.06.2005

Lucro 502.377 374.148

% Lucro 25% 26%

Valor para as Ações ON 62.089 48.435

Valor para as Ações PNA 512 514

Valor para as Ações PNB 60.394 47.112

Total Distribuído 122.995 96.061

4.5 Auditoria Externa

Nos termos estabelecidos pela Instrução CVM nº 381, de 14.01.2003, a Companhia e suas

subsidiárias integrais contrataram a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes para

prestação de serviços de auditoria das demonstrações financeiras. Desde sua contratação, aquela

Empresa prestou serviços somente relacionados à auditoria independente. No relacionamento com

os auditores independentes, a Companhia tem como ponto fundamental a não-contratação de

outros serviços de consultoria que venham interferir na independência dos trabalhos de auditoria

externa.

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26

Para atendimento aos requisitos da Lei Sarbanes-Oxley, a partir de 2005 os principais controles

dos ciclos que podem causar falhas ou erros nas demonstrações financeiras, acima do nível de

materialidade, são testados pelas auditorias interna e externa. Como medida de governança, os

procedimentos da auditoria interna para realização desses testes são avaliados pela auditoria

externa.

4.6 Gestão de Riscos

4.6.1 Riscos Patrimoniais - Seguros de Bens e Direitos

A Copel mantém Comitê de Gerenciamento de Riscos e Seguros Patrimoniais, que tem por

objetivos:

• desenvolver e aperfeiçoar estudos para o estabelecimento de uma política de gerenciamento

de riscos e seguros dos ramos elementares da Copel e de suas subsidiárias integrais;

• definir junto às áreas pertinentes da Companhia o que deve ser segurado, através de

levantamentos, identificação e análise de risco, experiências e histórico de sinistralidade, por

tipo e características de bens e equipamentos, de dispêndio de prêmios de seguro no período

— utilizando parâmetros auxiliares relacionados a cada tipo de risco para desenvolvimento

paralelamente com as áreas envolvidas — e de técnicas e inspeções preventivas de detecção

de possíveis danos ao patrimônio da Companhia; e

• promover e manter, no âmbito da Companhia, a política adotada.

Com base nas recomendações desse Comitê, e visando atender à legislação vigente sobre

seguros e à Lei nº 8.987/95, que dispõe sobre o regime de concessão e permissão de prestação

de serviços públicos previsto no artigo 175 da Constituição Federal, a Copel contrata apólices de

seguros para salvaguardar seus bens e instalações, e mantém seguro para reparação por danos

involuntários causados a terceiros.

As principais modalidades de seguros adotadas na Copel são: riscos nomeados, incêndio imóveis

próprios e locados, responsabilidade civil geral, riscos de engenharia, transporte nacional e

internacional e riscos diversos.

Outras informações sobre os seguros adotados na Copel poderão ser obtidas na Nota Explicativa

nº 53.

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27

4.6.2 Segurança e Saúde do Trabalho

O Plano de Segurança do Trabalho contempla uma série de ações preventivas, dentre as quais,

em 2006, destacam-se: a continuidade da campanha interna de segurança do trabalho “Dê

Preferência à Vida”, a maior campanha de segurança já desenvolvida na Copel; e as Comissões

Internas de Prevenção de Acidentes - Cipas, cujo objetivo é a prevenção de acidentes e de

doenças decorrentes do trabalho, de modo a tornar permanentemente compatível o trabalho com a

preservação da vida e a promoção da saúde do trabalhador.

A Copel, em atendimento à Norma Regulamentadora NR-5 e a suas Diretrizes e Políticas de

Segurança do Trabalho e Saúde do Trabalhador, manteve, em 2006, em toda sua área de

concessão, a atuação de 40 Cipas, com contingente de, entre membros e secretários, 600

empregados, o que corresponde a, aproximadamente, 7,5% do quadro total de efetivo da

Companhia. As Cipas são compostas por 50% de representantes do empregador e 50% de

representantes dos empregados, atendendo a totalidade do quadro próprio.

Os sindicatos são instados a contribuir nas questões relativas à segurança do trabalho por meio de

reuniões formais específicas sobre o tema, nas quais a Empresa enfatiza sua estratégia e seus

planos de ação, oportunidade em que os representantes sindicais apresentam críticas, sugestões e

recomendações nos diversos aspectos relacionados a saúde e segurança do trabalhador.

Com relação aos acidentes e doenças ocupacionais em 2006, a Taxa de Freqüência - TF foi de

13,63 e a Taxa de Gravidade - TG, de 1.278, enquanto a Proporção de Tempo Perdido - PTP foi de

0,24. No mesmo ano, foram registrados 158 acidentes típicos e 19.603 dias perdidos/debitados.

A Copel assegura a seus empregados um amplo leque de atendimento no que tange à saúde

ocupacional. Nesse sentido, mantém estrutura própria e descentralizada de médicos e enfermeiros

do trabalho, além de outros profissionais especializados, atuando preventivamente nos aspectos

relacionados à qualidade de vida no trabalho. São realizados exames médicos periódicos anuais

aos empregados que ocupam cargos de risco ou com idade superior a 45 anos e, a cada dois

anos, aos demais empregados, padrões estes superiores ao mínimo legal exigido.

Não há, na Companhia, trabalhadores envolvidos em atividades ocupacionais em que haja alta

incidência ou grau de risco de doenças específicas. Algumas práticas de controle de risco de

doenças ocupacionais são adotadas, envolvendo aspectos como ergonomia no trabalho e

mitigação do estresse nas atividades de atendimento ao público, entre outras.

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28

Está em implementação o Programa de Gestão de Segurança e Saúde do Trabalho - GSST,

sistema de controle para eliminação de riscos existentes no ambiente, atendimento à legislação,

treinamento, padronização de atividades de risco, inspeções, estabelecimento de metas e

campanha permanente, o qual está em plena consonância com as diretrizes da Organização

Internacional do Trabalho - OIT. Existe política definida para sua utilização, segundo a qual, em

cada área de implantação, é realizado diagnóstico, seguido de planejamento, controle periódico da

operação, verificação, análise crítica anual e auditagem.

Com relação ao tratamento a empregados portadores de HIV/Aids, o controle de casos é feito

independentemente de idade ou função, através do Programa de Controle Médico e Saúde

Ocupacional - PCMSO. Esse programa está em consonância com a NR-7, do Ministério do

Trabalho e Emprego, e com as diretrizes da OIT. Os empregados portadores de HIV/Aids são

acompanhados e recebem reembolso de 90% dos gastos com medicamentos e 100% dos gastos

com internamentos.

4.6.3 Segurança e Saúde de Contratados e Comunidade

Com o objetivo de reduzir o número de ocorrências, a Copel deu continuidade às ações para

prevenção de acidentes com a comunidade e com os contratados, dentre as quais se destacam:

• Programa de integração para empreiteiros no início de obras;

• Encontro de segurança com proprietários de empreiteiras;

• Encontro de segurança com eletricistas de empreiteiras;

• Encontro de segurança com eletricistas autônomos que prestam serviços de construção de

instalações elétricas;

• Parceria com o Senai para treinamento de eletricistas de empreiteiras;

• Inspeções periódicas de segurança;

• Fiscalização sistemática por parte da Copel tanto dos procedimentos como das condições

para realização dos trabalhos; e

• Controle estatístico de acidentes, com indicadores conforme apresentados a seguir:

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Número de Acidentados (em acidentes de trabalho e de trajeto) 2006 2005

Ocorrências Fatais Não fatais Total Fatais Não fatais Total

Empregados 2 208 210 (1)1 (2)154 155

Contratados e terceiros 2 99 101 2 63 65

Total Acidentados na

Força de Trabalho 4 307 311 3 217 220

Comunidade 21 78 99 (3)25 77 102

Total Geral 25 385 410 28 294 322 (1)Acidente ocorrido em 2005 em que o empregado veio a falecer em 2006 (2)Um acidente não fatal só foi comunicado a empresa em 2006 (3)Três acidentes fatais ocorridos em 2005 foram informados a empresa somente em 2006

4.6.4 Segurança e Saúde de Clientes e Consumidores

Devido à característica dos serviços prestados pela Copel, a comunidade é diretamente envolvida

nas questões de segurança. Para minimizar impactos negativos de seus produtos e serviços, a

Companhia promove ações sistemáticas de educação sobre o uso correto da energia e

conscientização para evitar acidentes, sendo as principais:

• Comunicação de massa, com mensagens sobres cuidados no uso da energia elétrica, através

de rádios em todo o Estado. Cerca de 300 emissoras divulgam oito mensagens por dia,

durante todo o ano.

• Kit-Escola - Campanha de Segurança na Comunidade para a Prevenção de Acidentes com

Eletricidade. Seu objetivo é informar, de forma didática, sobre segurança no uso de energia

elétrica. O Kit Escola é usado por 650 voluntários em todo o Paraná, todos empregados da

Copel. É composto por caderno, régua, jogo de memória e cartilha. Foram distribuídos, ao

longo de 2006, 200 mil kits em 1.400 estabelecimentos de 330 municípios. Ao todo, 145 mil

alunos tiveram acesso ao material, superando a meta estabelecida para o ano que era de

142.906 alunos.

• Palestras ministradas por técnicos de segurança em escolas. As informações verbais são

complementadas com a distribuição de materiais explicativos, como cartilhas, cadernos,

réguas, jogos da memória e afixação de cartazes. Mediante convênio firmado com a

Secretaria de Estado da Educação, foram treinados técnicos pedagógicos, representantes das

Associações de Pais, Mestres e Funcionários - APMFs e pais de alunos para serem

multiplicadores em seus núcleos estaduais.

• Palestras em empresas, canteiros de obras da construção civil, cooperativas rurais e

associações de classe.

�


30

Temas sobre segurança são veiculados também através dos seguintes canais:

• 3,3 milhões de faturas de energia enviadas mensalmente às unidades consumidoras;

• 3,3 milhões de informativos, de periodicidade bimestral, anexados às faturas;

• 340 mil calendários rurais para autoleitura do medidor para os clientes da zona rural;

• internet;

• campanhas de verão no litoral paranaense;

• feiras e exposições municipais; e

• programas e feiras de serviço itinerantes do Governo (Paraná em Ação, Projeto FERA).

Em 2006 não foi registrada nenhuma ocorrência de não-conformidade com a legislação sobre

saúde e segurança do consumidor, incluindo penalidades e multas impostas por essas violações.

Com o propósito de se antecipar às demandas legais e regulamentares, a Copel mantém em sua

estrutura área formal para prevenir possíveis ocorrências. Eventuais pendências e sanções

referentes aos requisitos legais e regulamentares, aos aspectos relativos ao comportamento ético e

aos requisitos contratuais são analisadas pelas áreas afins, tão logo notificadas.

�


31

5. DESEMPENHO OPERACIONAL

5.1 Mercado

O consumo total de energia elétrica faturada pela Copel, em 2006, totalizou 18.691 GWh contra

18.696 GWh no ano de 2005. Neste ano o desempenho do mercado de energia foi influenciado

principalmente pelas classes residencial, industrial e comercial, que representaram 25,8%, 38,5% e

18,2%, respectivamente, do consumo total faturado. Este comportamento foi influenciado

principalmente pelos seguintes fatores: o clima seco e quente ocorrido nos três primeiros meses do

ano fez com que o consumo crescesse mais em relação a 2005; em abril e maio o consumo

cresceu pouco em relação ao ano anterior devido à ocorrência de temperaturas inferiores a 2005 e

a redução da atividade industrial, em função do menor número de dias úteis no mês de abril com

os feriados da Semana Santa e Tiradentes; em junho também houve redução na produção

industrial em função das interrupções das atividades durante os dias dos jogos do Brasil na Copa

do Mundo; no segundo semestre, o crescimento observado reflete o efeito das condições

climáticas com temperaturas médias normalmente mais elevadas do que as ocorridas no ano

anterior, assim como a recuperação da produção industrial nos três últimos meses do ano.

Em 2006 foram incorporadas ao sistema Copel 88.747 ligações, sendo 76.436 residenciais, 3.426

industriais, 5.839 comerciais e 3.046 de outras classes. No mês de dezembro foram faturados

3.345.331 consumidores, representando um crescimento de 2,7% em relação a 2005.

O setor residencial, que participou com 25,8% do mercado da Copel, consumiu durante o ano de

2006 4.826 GWh, representando um crescimento de 3,7% quando comparado ao total verificado

em 2005. O consumo médio por consumidor residencial foi de 152,5 kWh/mês em 2006,

registrando um aumento de 0,7% em relação ao verificado no ano anterior. As condições climáticas

também influenciaram o desempenho da classe residencial: em abril e maio foram registradas

temperaturas médias 8,0% e 3,5%, respectivamente, abaixo do verificado em 2005. Em dezembro

de 2006 o número de consumidores residenciais totalizou 2.637.502, o que representa um

acréscimo de 3,0% em relação ao ano anterior. Foram agregadas ao sistema 76.436 unidades

consumidoras residenciais.

�


32

O consumo industrial faturado pela Copel, que participou com 38,5% do total, apresentou em 2006

uma variação de –5,7%, atingindo 7.200 GWh. Os ramos de atividade que mais se destacaram no

ano de 2006 foram a indústria de fabricação de produtos têxteis, com crescimento de 20,4%, a

indústria do papel, papelão e celulose, 5,8% e a indústria de produtos de metal, com 13,7%. Foram

faturados 56.702 consumidores industriais, 6,4% acima do verificado em dezembro de 2005.

Com um aumento de 5,4% em relação ao consumo verificado em 2005, a classe comercial

apresentou, no ano de 2006, a maior taxa de crescimento dentre as principais classes de consumo,

totalizando 3.407 GWh. Ressalta-se que esta classe representou cerca de 18,2% do consumo total

de energia e nela estão classificados, além dos estabelecimentos do comércio varejistas e

atacadistas, todos os prestadores de serviços, desde os serviços de hospedagem e alimentação

aos serviços bancários, o que significa que está compreendido nesta categoria de consumo um

amplo e variado elenco de atividades econômicas. Os ramos que mais se destacaram, em 2006,

foram do comércio por atacado e intermediários, comércio varejista e alojamento / alimentação que

apresentaram crescimento de 10,6%, 5,7% e 4,3%, respectivamente. Foram agregadas 5.839

consumidores comerciais totalizando 278.963 consumidores faturados em 31 de dezembro de

2006.

A classe rural, que participou com 7,7% do mercado da Copel, apresentou um aumento de 3,0% no

consumo faturado, totalizando 1.431 GWh no ano de 2006. O consumo médio rural apresentou

acréscimo de 2,7% em relação ao ano anterior, atingindo 363,1 kWh/mês. Em dezembro deste ano

foram faturados 328.469 consumidores rurais, 0,3% superior ao verificado no ano anterior.

As demais classes de consumo: Poderes Públicos, Iluminação Pública, Serviços Públicos e

Próprio, complementam o mercado de energia elétrica da Copel. Com 9,8% de participação, estas

classes apresentaram um crescimento de 2,3%, consumindo 1.827 GWh em 2006.

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33

Classes Consumo (GWh) Unidades Consumidoras

2006 2005 ∆∆∆∆% Participação 2006 2005 ∆∆∆∆% Participação

% 2006 % 2006

Residencial 4.826 4.653 3,7 25,8 2.637.502 2.561.066 3,0 78,8

Industrial(1) 7.200 7.639 -5,7 38,5 56.702 53.276 6,4 1,7

Comercial 3.407 3.231 5,4 18,2 278.963 273.124 2,1 8,3

Rural 1.431 1.389 3,0 7,7 328.469 327.363 0,3 9,8

Outras 1.827 1.784 2,3 9,8 43.695 41.755 4,6 1,4

Total Mercado Faturado 18.691 18.696 0,0 100,0 3.345.331 3.256.584 2,7 100,0

Concessionárias 458 450 1,7 - - - - -

(1)Inclui consumidores livres

O mercado fio da Distribuidora, que inclui todos os consumidores que acessaram o sistema da

distribuição, cresceu 3,5% no ano de 2006.

Carga Fio (GWh)

2006 2005 ∆∆∆∆%

20.554 19.860 3,5

Consumo por Classe

Residencial25,8%

Livre6,3%

Cativo32,2%

Industrial38,5%

Outros9,8%Rural

7,7%

Comercial18,2%

�


34

5.2 Tarifas e Política de Descontos

5.2.1 Reajuste Tarifário Anual

A Resolução Homologatória Aneel nº 345, de 20.06.2006, estabelece as novas tarifas de

fornecimento de energia elétrica da Copel a serem aplicadas a partir de 24.06.2006, considerando

o reajuste total médio de 5,12%. Esse índice incorpora os percentuais do Índice de Reajuste

Tarifário - IRT de 4,91% e os componentes financeiros externos ao reajuste anual, de 0,21%.

5.2.2 Política de Descontos

Desde 2003, a Copel vinha praticando política de oferecer descontos em suas tarifas, de modo a

incentivar o uso de energia elétrica e contribuir para o crescimento econômico do Estado pela

atração de novas indústrias e pela redução da inadimplência. Entretanto, a partir de 24.06.2006, a

Copel suspendeu os descontos sobre a tabela tarifária em vigor, motivada pela redução ocorrida

nas classes tarifárias da baixa tensão, causada pelo processo de realinhamento tarifário, o qual

absorveu os descontos concedidos pela Companhia até 23.06.2006 aos consumidores

adimplentes.

5.2.3 Realinhamento Tarifário

As tarifas de energia elétrica estão passando por processo de abertura e realinhamento tarifário (4ª

etapa), conforme dispõe o Decreto nº 4.667, de 04.04.2003. No reajuste de junho/2006, a Aneel

cumpriu a penúltima etapa do realinhamento tarifário determinado, visando reduzir os subsídios

cruzados entre os diversos grupos de consumo. Assim, os reajustes médios aplicados foram

maiores nos grupos tarifários de alta tensão (14,09%) e menores nos grupos de baixa tensão

(-0,99%). No entanto, comparando as tarifas aplicadas anteriormente com as vigentes, os efeitos

médios a serem percebidos nas faturas dos consumidores será, em média, de 1,44% no grupo de

alta tensão e de -12,71% no grupo de baixa tensão.

A tarifa média de fornecimento de energia elétrica em dezembro/2006 atingiu R$ 206,70/MWh,

representado queda de 1,35% em relação a dezembro do ano anterior. A classe industrial teve

aumento de 9,27%, refletindo a continuidade do processo de realinhamento tarifário e de retirada

gradual dos subsídios cruzados entre os grupos de consumo de alta e baixa tensão, nos termos do

Decreto n° 4.667/2003.

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35

Tarifas Médias de Fornecimento por Classe de Consumo (em R$/MWh) Tarifas Dez 2006 Dez 2005 Variação%

Residencial 242,48 268,90 -9,83

Industrial 187,60 171,68 9,27

Comercial 227,52 234,87 -3,13

Rural 151,73 164,20 -7,59

Outros 174,23 177,39 -1,78

Fornecimento/Total 206,70 209,52 -1,35

5.3 Inadimplência

A partir do período contábil de 2003, a Copel passou a calcular o índice de inadimplência do

produto fornecimento de energia elétrica, utilizando a seguinte metodologia de cálculo:

Inadimplência (Percentual) = � Débitos vencidos > 15 dias � 360 dias

� Faturamento no período 12 meses

Considera-se inadimplente o consumidor com débito vencido há mais de 15 dias, em conformidade

com o prazo de aviso de vencimento (Resolução Aneel nº 456/2000).

Foi excluído dos débitos vencidos, o reconhecimento de perdas pela Companhia.

A queda do Índice de Inadimplência do Fornecimento de Energia Elétrica, de 1,8% em

dezembro/2005 para 1,6% em 2006 é conseqüência, principalmente, do recebimento de faturas

vencidas e da transferência, para a reserva, de valores incobráveis.

�


36

Composição da Inadimplência do Fornecimento de Energia Elétrica (R$ milhões/%)

93,0

99,8

98,1

88,2

97,9

1,8%

1,9%

1,8% 1,8%

1,6%

Dez/05 Mar/06 Jun/06 Set/06 Dez/06

5.4 Qualidade da Energia

Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento são Duração Equivalente de

Interrupções por Consumidor - DEC e Freqüência Equivalente de Interrupções por Consumidor -

FEC.

O DEC expressa o intervalo de tempo que, em média, cada consumidor do conjunto considerado

ficou privado do fornecimento de energia elétrica, no período de observação, considerando-se as

interrupções maiores que ou iguais a três minutos.

O FEC exprime o número de interrupções que, em média, cada consumidor do conjunto

considerado sofreu no período de observação, considerando-se as interrupções maiores que ou

iguais a três minutos.

Segue gráfico mostrando o histórico dos índices DEC e FEC da Copel desde 1996.

�


37

DEC (em horas, centesimal de hora)

16,5315,58

13,42 13,76 13,05

16,32

18,90

14,04 13,4814,79

12,40

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

FEC (nº de interrupções)

18,7017,27

14,5513,44

12,46

15,7016,55

14,19 13,50 13,6513,37

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

O índice DEC da Copel atingiu seu menor valor histórico em 1999, enquanto o índice FEC registrou

seu menor valor em 2001.

Com o crescimento do sistema elétrico, influenciado fortemente pelo programa Luz para Todos, é

necessário que sejam constantemente realizadas ampliações e reforços nas redes, além de

implantação de novas tecnologias visando atender ao mercado de forma satisfatória e otimizada.

A Copel, ao passar por processo de privatização a partir de 2000, sofreu impactos, com redução de

pessoal e de investimentos, fato que, aliado às condições climáticas adversas, representou

condição desfavorável dos indicadores em 2002 e 2003.

�


38

No início de 2003, a Companhia aprovou a criação de grupo de trabalho responsável pela

proposição de ações para melhoria do sistema, visando à redução dos índices relativos aos

conjuntos de consumidores.

Como resultado do primeiro trabalho do grupo, a Diretoria autorizou a liberação de recursos

suplementares para execução de obras e ações de manutenção no sistema.

Em 2004 os indicadores DEC e FEC apresentaram melhoria significativa, seguida de novo ganho

em 2005. Em 2006, porém, a ocorrência de elevado número de intempéries em diversas regiões do

Estado reverteu a tendência positiva dos indicadores. Buscando tornar o sistema elétrico de

distribuição mais robusto e, portanto, menos suscetível a interrupções, em 2007 será iniciado

programa plurianual de obras de melhoria e de reforço nas atividades de manutenção preventiva.

5.5 Tempo Médio de Atendimento

Relativamente ao Tempo Médio de Atendimento - TMA, percebe-se também melhora significativa a

partir de 2004. Essa melhora no indicador é resultado do forte investimento da Copel na

contratação de novos técnicos e eletricistas, bem como da abertura, a partir de 2003, de novos

postos de atendimento.

TMA - Tempo Médio de Atendimento (em horas:minutos)

01:33

01:2101:19

01:32

01:26

01:32

01:37

01:1801:20 01:21

01:33

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

5.6 Perdas

O índice de perdas de energia total da Copel foi de 7,2%, referente à energia total disponível. No

cálculo foram consideradas as perdas técnicas e comerciais, incluindo a rede básica e contratos.

�


39

Embora as perdas comerciais na Copel sejam baixas, devido à tendência de crescimento, a

Companhia vem mantendo ações de caráter preventivo, como inspeções de combate a

procedimentos irregulares em toda a área de concessão.

Como medida adicional de prevenção, a Copel ampliou as instalações de medição centralizada

para 2.633 pontos, melhorando com isso a forma de atendimento às regiões carentes e prevenindo

a ocorrência de procedimentos irregulares.

�


40

5.7 Fluxo de Energia (em MWh)

O fluxo a seguir resume a disponibilidade e o suprimento de energia elétrica comercializada pela

Copel em 2006. Em disponibilidade, apresentam-se a geração das usinas da Companhia e as

demais aquisições através de contratos de comercialização de energia no ambiente regulado e

mecanismo de realocação de energia, entre outros. Em suprimento, são os seguintes os requisitos

estaduais, contratos bilaterais e a discriminação das perdas da Companhia:

1.178.92126,4% 4.287.145

CCEE 1.814.028

18,6%

COPEL GERAÇÃO 1.038.201

OUTRAS GERADORAS 10.293.467

28,9% 45,8%

ANDE 288.289 COPEL DISTRIBUIÇÃO 1.038.201D.FRANCISCA 645.787 10.135.553MRE - COMPRA 6.524.584CCEE GER 2.518ITAIPU 4.664.553PROINFA 82.866

28,4%

31,1%REDE BÁSICA 761.785DISTRIBUIÇÃO 1.841.248

CONTRATOS 205.670

AUTOPRODUTOR 4.312CIEN 3.504.000 7,2%ITIQUIRA 939.773SANTA CLARA 885.563

13,6%

12.208.597

OUTROS CONTRATOS

5.333.648

10.357.987

ENERGIA RECEBIDA

11.331.668

CCEAR - GERAÇÃO

OUTRAS DISTRIBUIDORAS

17.969.349

CONSUMIDORES LIVRESCONTRATOS BILATERAIS

2.808.703

39.231.900

GERAÇÃO PRÓPRIA CONTRATOS

PERDAS E DIFERENÇAS

CCEAR - DISTRIBUIÇÃO

REQUISITO ESTADUAL

DISPONIBILIDADE

7.280.094

11.173.754

�


41

6. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

6.1 Receita Operacional Líquida

Em 2006 a Receita Operacional Líquida teve acréscimo de R$ 545,9 milhões, representando

11,3% de aumento em relação ao exercício de 2005. Tal variação é proveniente do crescimento

da:

1) Receita de Fornecimento de energia elétrica em 4,3%, decorrente do aumento na tarifa de

energia, de 5,12%, e suspensão dos descontos concedidos a partir de junho de 2006.

2) Receita de Suprimento de energia elétrica, em 35,9%, em função, principalmente, de:

• aumento do faturamento de contratos em leilão, essencialmente resultante de novos contratos

firmados para o período 2006/2013;

• faturamento da UEG Araucária na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE; e;

• aumento de suprimento para a Celesc.

3) Receita de Distribuição do Gás Canalizado, em 25,2%, decorrente do aumento do faturamento

em operações com terceiros.

Com relação às Outras Receitas Operacionais, houve decréscimo de 11,2%, como conseqüência

da menor receita auferida de prestação de serviços e de arrendamentos e aluguéis.

6.2 Despesas Operacionais

As despesas operacionais atingiram, em 2006, R$ 3.781,2 milhões contra R$ 3.949,6 milhões em

2005. Essa redução foi influenciada, principalmente, pelas:

1) Despesas de Matéria-prima e Insumos para produção de Energia, com decréscimo em razão,

fundamentalmente, da contabilização da repactuação da dívida entre Compagas e Petrobras,

sobre a qual incidiu tributação de Pasep/Cofins. Em função do término do contrato, houve

também diminuição de compra de gás para geração de energia. Detalhes adicionais

encontram-se na Nota Explicativa n° 37.

Apesar do decréscimo da despesa mencionada acima, outras despesas registraram crescimento

em 2006, as quais estão relacionadas a seguir:

1) Despesas de Pessoal, com acréscimo justificado pelo aumento do quadro funcional em 415

empregados e pelo acordo coletivo, que estabeleceu reajuste salarial de 3,5%.

�


42

2) Despesas de Taxas Regulamentares, com acréscimo decorrente principalmente da maior

apropriação da quota de Consumo de Combustível - CCC; e da maior apropriação da Conta

de Desenvolvimento Energético - CDE. Detalhes adicionais encontram-se na Nota Explicativa

n° 24.

3) Despesas de Depreciação e Amortização, com acréscimo proveniente da consolidação da

UEG Araucária no balanço da Copel, a partir de junho/2006; da regularização dos ativos da

Elejor, referente à capitalização das obras da Usina Fundão, transferidas do Imobilizado em

Curso para o Imobilizado em Serviço; bem como do ingresso de outros ativos do imobilizado

da própria Copel.

4) Despesas de Serviços de Terceiros, com acréscimo em função, principalmente, de aumentos

de consultoria técnica, de manutenção do sistema elétrico e de processamento e transmissão

de dados.

5) Despesas de Gás Natural e Insumos para Operação de Gás, com acréscimo decorrente,

principalmente, de aumento na compra de gás para revenda.

6) Outras Despesas Operacionais, com acréscimo, tendo como principais eventos os aumentos:

da Provisão de Encargos da Concessão da Elejor; de anúncios em campanhas especiais; e de

Doações, Contribuições e Subvenções.

6.3 LAJIDA ou EBITDA

O Lucro Antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização - LAJIDA, ou EBITDA, totalizou

quase R$ 2 bilhões, ultrapassando em 62,2% o verificado em 2005, que foi de R$ 1,2 bilhão. Sua

margem foi de 36,7%, índice superior ao apresentado no ano anterior, de 25,2%. Veja quadro a

seguir:

�


43

Rubrica Em 2006

R$ mil

Em 2005

R$ mil Depreciação e amortização 372.395 328.906

Resultado das Atividades 1.603.393 889.150

EBITDA 1.975.788 1.218.056

Receita Operacional Líquida - ROL 5.384.608 4.838.704

Margem do EBITDA %(1) 36,7 25,2

(1) Ebitda/Receita Operacional Líquida

Evolução do EBITDA

985,2

1.218,1

1.975,8

25,2%

36,7%

25,2%

2004 2005 2006

6.4 Resultado Financeiro

O Resultado Financeiro tem como destaques:

1) Receitas Financeiras, com acréscimo representando, principalmente, a contabilização dos

descontos obtidos da negociação Copel e Petrobras na compra de gás, referentes a multas e

penalizações apropriadas em exercícios anteriores a 2005. Também contribuíram para esse

acréscimo o aumento das rendas de aplicações financeiras, sobre maior disponibilidade de

caixa, e os ganhos em operações com derivativos para garantia de pagamento da UEG

Araucária.

�


44

2) Despesas Financeiras, com decréscimo decorrente, principalmente, do estorno das multas

moratórias do contrato com a Compagas. Também vale ressaltar o valor da variação cambial

sobre empréstimos em moeda estrangeira, em virtude de menor desvalorização do real

perante o dólar, 11,8% em 2005, e 8,7% em 2006; e do Yen, 23,5% em 2005, e 9,5% em

2006, bem como a quitação, em abril de 2006, de US$ 150 milhões do Eurobônus.

6.5 Endividamento

As dívidas de curto e longo prazos sofreram variações em 2006 devido a ingressos de recursos no

montante de R$ 616,9 milhões, sendo R$ 600,0 milhões referentes à 4ª emissão de debêntures.

Os pagamentos ocorridos no ano totalizaram R$ 334,1 milhões, dos quais R$ 87,2 milhões em

amortização de principal e R$ 246,9 milhões em encargos, sendo R$ 201,2 milhões de debêntures.

Em 2005, as variações ocorreram devido a ingressos de recursos no montante de

R$ 809,2 milhões, sendo R$ 773,7 milhões na emissão de debêntures. Já os pagamentos

totalizaram R$ 771,4 milhões, dos quais R$ 395,6 milhões para liquidação do Eurobônus, e

R$ 229,9 em encargos de debêntures. Detalhes adicionais constam das Notas Explicativas n°s 20

e 21.

6.6 Lucro Líquido

Em 2006, a Companhia obteve lucro líquido de R$ 1.242,7 milhões, sendo 147,4% maior que o

obtido no exercício anterior, de R$ 502,4 milhões. Tal resultado proporcionou taxa de rentabilidade

do patrimônio líquido de 24,2% (lucro líquido ÷ (patrimônio líquido - lucro líquido)), representando

aumento de 140,2% em relação a 2005. Esse acréscimo no lucro da Companhia reflete o bom

desempenho em suas atividades operacionais, representado pelo crescimento das receitas e pela

redução nas despesas. É importante considerar que, no resultado desse período, há o reflexo dos

efeitos do acordo firmado entre Copel, Petrobras e Compagas, no valor líquido de tributos de

R$ 416,4 milhões, e também da reversão da provisão da Cofins no valor líquido de tributos de

R$ 130,4 milhões. Somente para efeito de comparação, a não-consideração de tais valores, não

recorrentes, ocasionaria lucro de R$ 695,9 milhões.

�


45

6.7 Fluxo de Caixa

Em 2006, o fluxo de caixa operacional gerou R$ 1.014,2 milhões, apresentando variação negativa

de R$ 67,9 milhões, em relação aos R$ 1.082,1 milhões de 2005. Tal redução decorre,

basicamente, de quitações de dívidas junto a fornecedores, a exemplo dos R$ 31 milhões

desembolsados devido ao acordo firmado com Foz do Chopim.

Os recursos aplicados no ativo permanente totalizaram R$ 1.108,4 milhões em 2006, superando

em R$ 442 milhões os investimentos de 2005, que alcançaram R$ 666,4 milhões. Considerando o

efeito da participação financeira dos consumidores e dos dividendos recebidos de coligadas, foram

aplicados, nas atividades de investimento, R$ 1.049,3 milhões, representando acréscimo de

R$ 426,6 milhões em relação às aplicações do ano anterior. Essa variação decorre, principalmente,

da aquisição do controle da UEG Araucária, em que foram desembolsados R$ 436,6 milhões.

Em 2006, as atividades de financiamento refletiram positivamente no saldo de caixa, gerando efeito

de R$ 407,4 milhões, principalmente devido a:

• ingresso de debêntures, de R$ 600 milhões;

• amortizações de empréstimos, de R$ 132,9 milhões; e

• pagamento de dividendos propostos em exercícios anteriores, de R$ 112,7 milhões.

Já em 2005, dentre os eventos que contribuíram para a elevação de R$ 139,3 milhões no caixa, os

mais relevantes foram:

• ingresso de debêntures, de R$ 755,6 milhões;

• amortizações de empréstimos, de R$ 541,5 milhões; e

• pagamento de dividendos propostos em exercícios anteriores, de R$ 96 milhões.

A Copel iniciou suas atividades neste exercício com saldo de caixa de R$ 1.131,8 milhões,

obtendo, no conjunto das atividades, incremento de R$ 372,2 milhões, encerrando o ano com saldo

de R$ 1.504 milhões. Em 2005, o acréscimo foi de R$ 598,7 milhões. Tais elevações nos níveis de

disponibilidade, verificadas consecutivamente, viabilizaram as aplicações de recursos necessárias

à continuidade das operações desenvolvidas pela Companhia.

O quadro a seguir demonstra os efeitos gerados no caixa, segregados por atividades:

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46

Em 2006

R$ mil

Em 2005

R$ mil

Variação

R$ mil

Saldo inicial 1.131.766 533.092 598.674

Operacionais 1.014.185 1.082.127 (67.942)

Investimentos (1.049.351) (622.771) (426.580)

Financiamentos 407.404 139.318 268.086

Saldo final 1.504.004 1.131.766 372.238

6.8 Valor Adicionado

No exercício de 2006, a Copel apurou R$ 5,6 bilhões de Valor Adicionado Total - VAT, 30,6%

acima do ano anterior, o que corresponde a R$ 1,3 bilhão. Estes números demonstram o bom

desempenho na geração interna de recursos, pois o VAT representa 75,1% da Receita Bruta

auferida pela Companhia.

Outro destaque é o valor que a Companhia distribuiu para o Governo, fomentando a economia do

Paraná em R$ 3,2 bilhões, decorrentes de recolhimento de impostos, remuneração de

empregados, lucro retido na Empresa e participação acionária do Estado. Tal valor ultrapassa em

R$ 876,6 milhões o verificado no exercício de 2005, e representa 57,3% do VAT distribuído.

Valor aproximado de ingresso na economia do Estado

Rubrica Em 2006

R$ mil

Em 2005

R$ mil

ICMS 1.428.729 1.373.494

Outros impostos (estaduais e municipais) 6.476 37.653

Pessoal (não inclui INSS) 601.554 489.358

Lucros retidos 1.119.680 379.382

31,1% da remuneração do capital próprio(1) 38.253 38.251

Total 3.194.692 2.318.138

(1)Percentual equivalente a participação do Governo do Estado do Paraná

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47

Distribuição do Valor Adicionado 2006

Estadual e Municipal44,0%

Federal56,0%

GOVERNO58,5%

PESSOAL10,8%

ACIONISTA22,5%

FINANCIADOR8,2%

A DVA na íntegra encontra-se neste relatório, juntamente com as Notas Explicativas (anexo 2).

6.9 Desempenho do Preço das Ações

Os papéis da Companhia são listados nos mercados brasileiro, americano e europeu, e, em 2006,

alcançaram desempenho melhor do que os índices registrados nos três mercados.

Na Bovespa, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 21,50, com valorização de 43,8%; as

ações PNA, a R$ 22,58, com valorização de 32,7%; e as PNB, a R$ 25,00, com valorização de

39,0%, enquanto o índice Ibovespa valorizou 32,9%. Na NYSE as ações ON (ELPVY) fecharam a

US$ 9,92, com valorização de 57,5%; e as PNB (ELP), a US$ 11,65, com valorização de 54,7%,

enquanto o índice Dow Jones valorizou 16,7%. Na Bolsa de Madri, as ações PNB (XCOP)

fecharam a € 8,86, com valorização de 38,9%, enquanto o índice Latibex valorizou 24,6% no

período.

6.10 Valor Econômico Agregado - VEA ou EVA

O Valor Econômico Agregado - VEA ou EVA representa o lucro econômico, ou seja, o quanto a

empresa agregou de riqueza com o capital empregado em suas operações, após remunerar esse

mesmo capital.

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48

A Copel vem mantendo, nos últimos anos, bom Retorno Operacional dos Investimentos - ROI,

atingindo, em 2006, taxa de 19,4%. Esse foi o principal fator a colaborar com a agregação de valor

para o acionista, de R$ 725,1 milhões. Essa variação de VEA, correspondente a R$ 534,1 milhões

em relação a 2005, sinaliza que a Companhia está efetivamente voltada para a criação de valor

através da recuperação de investimentos efetuados em outros exercícios, os quais agora estão em

operação.

A taxa de 12% para remunerar o capital próprio foi mantida por se adequar aos padrões do setor

elétrico brasileiro, para um índice beta de 1,21.

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49

Consolidado

2006 2005

1. Vendas 7.421,3 6.801,3 2. Custos e Despesas operacionais (5.817,9) (5.912,1) 3. Resultado de Equivalência (6,2) 9,1

4. Receitas Financeiras 729,2 396,3 5. IR e CS sobre os lucros gerados pelos ativos (715,1) (357,8) 6. Lucro operacional gerado por ativos líquido de tributos 1.611,3 936,8

7. Margem Operacional ( 6 ÷1 ) 0,2171 0,1377

8. Capital de Terceiros 2.596,9 2.044,1 9. Capital Próprio 5.717,9 4.681,0

10. Investimento a Remunerar - ( 8 + 9 ) 8.314,8 6.725,1

11. Giro do Investimento ( 1 ÷ 10 ) 0,8925 1,0113

12. Retorno Operacional dos Investimentos - ROI ( 7 x 11) 19,38% 13,93% ou ROI em R$ milhões 1.611,4 936,8

13. Despesas Financeiras Brutas ref. capital de terceiros 289,1 254,8 14. Economia Tributária (88,9) (70,4) 15. Despesas Financeiras Líquidas ref. Capital de Terceiros ( 13 - 14 ) 200,2 184,4

16. Tx. Média de Remuneração do capital de 3ºs 7,71% 9,02%líquida efeito tributário (15 ÷ 8)

17. Participação do Capital de Terceiros ( 8 ÷ 10 ) 31,23% 30,40%

18. Tx. remuneração capital do capital próprio 12,00% 12,00%considerando Beta 1,21

19. Participação do Capital Próprio ( 9 ÷ 10 ) 68,77% 69,60%20. Custo Médio Ponderado de Capital - CMPC ( 16 x 17 + 18 x 19 ) 10,66% 11,09%

ou CMPC em R$ milhões 886,4 745,8

21. Ativo Operacional Líquido 11.276,2 10.117,2 22. Passivo de Funcionamento (2.961,4) (3.392,0) 23. Investimento a Remunerar 8.314,8 6.725,2

VEA ou EVA ( 12 - 20 x 23 ) 725,1 191,0

Melhora no VEA em 2006 534,1

(Valores expressos em milhões de reais)

DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ECONÔMICO ADICIONADO - VEA ou EVAEm 31 de dezembro de 2006 e de 2005

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50

7. DESEMPENHO AMBIENTAL

A Coordenação Institucional de Meio Ambiente - CMA desenvolveu, durante 2006, as seguintes

atividades: estruturação da gestão corporativa de resíduos; elaboração do Relatório Anual de Meio

Ambiente; mapeamento e modelagem de todos os processos da função empresarial “meio

ambiente”, incluindo os que têm impacto direto no cumprimento da Lei Sarbanes-Oxley;

alinhamento da função meio ambiente ao mapa estratégico corporativo; e coordenação do

Seminário Internacional de Tecnologias Energéticas do Futuro - STEF como estratégia para iniciar

debate envolvendo a Copel e a posicionando como parte interessada no desenvolvimento de

estudos e na execução de projetos de geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis,

como os resíduos urbanos e a biomassa. A gestão ambiental corporativa da Copel, portanto,

liderada pela CMA, tem a atribuição de contribuir para o planejamento estratégico da Companhia.

7.1 Materiais

O Sistema de Classificação de Materiais - SCM, utilizado na Companhia, permite cadastro e

agrupamento de materiais através de registro de códigos e respectivas características técnicas

apontadas.

Entre os itens de natureza controlável estão o uso de papel e o consumo de papel das impressoras

descentralizadas instaladas diretamente nas áreas, dos serviços reprográficos e dos serviços de

engenharia. Pode ser observada a otimização do consumo de papel em relação ao número de

empregados na Companhia neste biênio, excluindo o consumo de papel utilizado para emissão de

faturas de consumidores. O volume de papel encaminhado para reciclagem cresceu 41% nos

últimos três anos.

7.2 Energia

O parque energético da Companhia conta com duas usinas movidas a combustível não renovável,

das quais uma é termelétrica a gás natural e a outra termelétrica a carvão. Em 2006, a Copel

consumiu, para suas próprias operações, 23.694 MWh, com variação de aproximadamente 0,1%,

consumo equivalente a 8,52984x1013 joules.

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51

7.3 Programa de Eficiência Energética

A Companhia desenvolve anualmente seu Programa de Eficiência Energética - PEE, por meio do

qual são aplicados recursos financeiros equivalentes a 0,25% de sua receita operacional líquida. O

Programa é desenvolvido em atendimento ao contrato de concessão para distribuição de energia

elétrica e à Lei n° 9.991/2000. Os critérios de investimento e tipos de projetos permitidos são

estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel.

São desenvolvidos também projetos com clientes do segmento residencial, industrial, comercial e

do poder público, com ações que contemplam a melhoria da eficiência energética dos principais

usos finais de energia elétrica, como iluminação, força motriz, refrigeração, condicionamento de ar

e gestão energética. Igualmente, foram realizados projetos de natureza educacional e de

gerenciamento da energia elétrica, como:

• Gestão Energética Municipal: realizado em 38 municípios do Estado, através da implantação

de Plano de Gestão Municipal, com o objetivo de difundir conceitos de combate ao desperdício

de energia elétrica e de preservação do meio ambiente.

• Procel nas Escolas: Programa de Educação Ambiental “A Natureza da Paisagem - Energia”,

destinado a professores dos ensinos fundamental e médio. Em 2006, foram capacitados 413

professores, abrangendo 28.700 alunos.

• Treinamento em eficiência energética comercial e industrial: capacitação de gestores e

técnicos especializados.

7.4 Água

O consumo total estimado de água da Companhia foi de 114.810 m3 em 2006, e de 143.010 m3 em

2005, o que demonstra redução de aproximadamente 20%.

As atividades inerentes aos negócios da Copel não interferem nas zonas úmidas listadas pela

Convenção Ramsar, assim como o consumo de água não afeta significativamente os

ecossistemas/habitats. A Companhia não recicla suas águas servidas em nenhum caso de

utilização administrativa ou doméstica (cantinas, restaurantes, cozinhas, banheiros). Do ponto de

vista industrial de geração de energia elétrica, ocorre simplesmente o turbinamento da água

represada nos reservatórios, que não é considerada água consumida.

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52

7.5 Biodiversidade

A tabela seguinte relaciona o número e a área dos imóveis da Companhia, utilizados nas

atividades produtivas específicas:

Terras Próprias e/ou Arrendadas para Atividades Produtivas Produto Imóveis

(quantidade)

Área

(em hectares)

Geração de energia 5.905 70.827,40

Transmissão de energia (500 e 230kv) 3.286 3.005,15

Distribuição de energia (69 e 138kv) 10.355 6.226,51

Telecomunicações 76 8,12

Total 19.622 80.067,18

Considerando o compromisso com o meio ambiente como de fundamental importância e a

necessidade de se respeitar a diversidade de ambientes e ecossistemas do Paraná, a Companhia

mantém e monitora áreas protegidas e preservadas, principalmente na Serra do Mar. Em

cumprimento, também, a determinação do órgão ambiental estadual, a Copel compensa os

impactos causados por ocasião da construção de grandes empreendimentos de geração, através

da criação de unidades de conservação, cuja administração é repassada posteriormente ao

Instituto Ambiental do Paraná - IAP.

Unidades de Conservação Criadas pela Companhia por Decorrência dos Empreendimentos Empreendimento Área (ha) Município Unidades de Conservação

560,40 Campo Mourão UHE Mourão

1.266,96 Campo Mourão, Luiziana Parque Estadual do Lago Azul

UHE Gov. Ney Braga 1.231,06 Pinhão Estação Ecológica do Rio dos Touros

UHE Derivação do Jordão 423,12 Candói e Reserva do Iguaçu Estação Ecológica Tia Chica

UHE Gov. José Richa 107,27 Capitão Leônidas Marques Parque Estadual Rio Guarani

Alguns empreendimentos de geração de energia da Companhia estão situados ou localizam-se

próximo a áreas estabelecidas como de sensibilidade, cujos decretos de criação foram emitidos

após a implantação dos empreendimentos.

A Copel não efetiva ligações de energia elétrica em áreas protegidas sem que o consumidor

apresente a devida anuência do órgão ambiental. Com esse procedimento, contribui para evitar

ocupações irregulares em áreas destinadas prioritariamente à conservação do meio ambiente.

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53

O Pólo Atuba, localizado em Curitiba, em propriedade particular pertencente à Copel, conta com

aproximadamente 450 mil m². Lá existe área não utilizada, de cerca de 30 mil m2, que se estende

desde a margem do rio Atuba até cerca de 100 m a oeste e é considerada Área de Proteção

Permanente - APP.

Em 2006, através dos diagnósticos efetuados em campo, constatou-se que a LT Uberaba —

Atuba, de 69 kV é, em grande parte, lindeira ao rio Atuba. Atualmente, o rio Atuba apresenta

problemas ambientais graves, necessitando de recuperação ciliar e de estabelecimento de

programa de uso e ocupação do solo adequados. Esses levantamentos continuarão sendo

efetuados em 2007.

Conforme dados atualizados em 2006, algumas áreas de propriedade da Companhia estão

localizadas em unidades de conservação, com base no Sistema Nacional de Unidades de

Conservação - SNUC.

Em 2006, estipulou-se como meta para 2007 a localização e a identificação das unidades da

Companhia com base no Zoneamento Econômico Ecológico - ZEE, da Secretaria Estadual do Meio

Ambiente - SEMA. Os estudos da SEMA ainda estão em andamento e não há previsão oficial para

sua conclusão.

O impacto ambiental da atividade de distribuição de energia elétrica não apresenta grau

significativo em escala regional. Ao longo dos 52 anos de história da Companhia, tem sido

necessário o corte de vegetação para ampliação da rede de distribuição. Para tanto, porém,

sempre são priorizadas áreas marginais às vias de acesso e locais já antropizados. Pelos

benefícios sociais, econômicos e ambientais gerados para o Paraná, um possível impacto pode ser

considerado muito pouco significativo. Tanto assim que os órgãos ambientais não exigem licença

prévia de instalação e operação para a atividade de distribuição de energia elétrica, por se dar em

condições inferiores a 230 kV. Não obstante, diversas ações são executadas com o intuito de

minimizar os danos ao meio ambiente e melhorar a qualidade dos serviços prestados.

As atividades desenvolvidas em 2006, nos processos de construção, reforma, operação e

manutenção de empreendimentos de geração e transmissão de energia foram todas

acompanhadas por planos ambientais que objetivavam impedir, reduzir, mitigar e compensar

possíveis impactos. Portanto, não foram detectados impactos de relevância neste ano.

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54

A Copel iniciou, na UHE Ney Braga (Segredo), o programa Florestas Ciliares, cuja meta é realizar

plantio de 500 mil mudas até 2007. O objetivo é a recuperação ambiental do entorno dos

reservatórios das usinas. Além do plantio, o programa prevê manutenção e combate de pragas,

com vistas ao efetivo desenvolvimento das plantas. Em União da Vitória, por outro lado, realizou-se

programa de conscientização, para escolas e comunidade, sobre a importância dos ambientes

ciliares para o equilíbrio da vida. Aproximadamente 500 alunos participaram das atividades, que

também incluíram capacitação de professores. Todo o trabalho de plantio é antecedido por estudos

de especialistas com vistas a planejar a melhor forma de se proceder à recomposição da

vegetação, de acordo com as características específicas de cada região. Em 2006, foram

realizados plantios de espécies nativas em aproximadamente 30 hectares, localizados no entorno

do reservatório da UHE Governador Ney Braga. Durante o mesmo período, foram reflorestados 5

hectares no entorno do reservatório da UHE Santa Clara. Em junho, mais uma área de 13 hectares

foi inaugurada, em convênio com a Prefeitura Municipal de União da Vitória, para atender a

reivindicações da comunidade Rio D’Areia.

Desde 2004, está em execução projeto de avaliação e recuperação ambiental da região do Pólo

Atuba, com o objetivo de adequar as áreas operacionais e promover a recuperação do solo

contaminado por hidrocarbonetos, mediante tratamento de biorremediação, com conclusão prevista

para julho de 2009.

No âmbito da distribuição de energia, em 2006 foi criada equipe de responsabilidade ambiental,

composta por um técnico florestal em cada regional da Companhia, atuando diretamente nas áreas

de manutenção e projetos, possibilitando execução de atividades inerentes ao negócio, de forma a

respeitar as normas internas e a legislação ambiental vigente, minimizando ainda mais os impactos

causados.

A Copel inaugurou mais um espaço destinado à educação ambiental. Com construção harmoniosa,

o escritório do Horto Faxinal do Céu dispõe de miniauditório e espaços para realização de

exposições, dando enfoque principalmente à flora nativa da região do médio Iguaçu. As estratégias

adotadas pela Empresa compreendem, ainda, educação ambiental de seus colaboradores (em

2006 foram treinadas 808 pessoas) e revisões periódicas das normas internas quanto aos

procedimentos que possam ter alguma influência no meio ambiente. Vinculadas às obras de

geração e transmissão, foram desenvolvidas, em 2006, atividades de conscientização ambiental

com empregados e empreiteiras envolvidas. Foram mais de 40 horas de atividades, em cinco

empreendimentos, envolvendo aproximadamente 350 trabalhadores. Os temas abordados foram

gestão de resíduos e preservação da biodiversidade local.

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55

Em 2006, a Copel deu seqüência ao trabalho de monitoramento trimestral da qualidade da água,

bem como aos trabalhos de pesquisa e produção de alevinos na Estação Experimental de Estudos

Ictiológicos de Segredo. Visando à gestão eficaz dos reservatórios e suas áreas de influência, está

em fase de desenvolvimento um Sistema de Qualidade da Água e Ictiologia, contemplando todos

os pontos de coleta monitorados pela Companhia.

Considerando a existência de quatro usinas hidrelétricas na Serra do Mar, além de linhas de

transmissão relacionadas, em um ambiente conhecido por sua biodiversidade, tem-se ampliado o

número de espécies das listas vermelhas com habitats em áreas afetadas pelas operações da

Companhia. Dessa forma, estima-se que 48 espécies de vertebrados possuem como habitat a área

dessas usinas. Tal pesquisa foi realizada em 2005 e não houve atualização posterior. Por outro

lado vale ressaltar que na construção da linha de transmissão Bateias – Jaguariaiva a Copel

detectou a volta do macaco Monocarvoeiro ao seu habitat paranaense.

7.6 Emissões, Efluentes e Resíduos

Semestralmente, a Copel envia, ao órgão ambiental estadual, relatórios de monitoramento das

emissões das termelétricas de Figueira e Araucária.

A frota de veículos destinada às atividades operacionais da Companhia, bem como ao transporte

de pessoas em serviço, é adquirida com priorização para modelos com motor a álcool combustível.

No caso de aquisição de modelos com motor a diesel, devem ser atendidas as exigências legais

quanto à emissão de poluentes. Podemos observar que o menor índice de produção de CO2 é para

o combustível álcool, ou seja, 1,38 toneladas de CO2 por 1000 litros do combustível.

A tabela a seguir demonstra as emissões de CO2 pela frota própria:

2006 2005

Combustível

Massa CO2/ Volume

de combustível

(t / L x 1000) Quantidade Emissão CO2 (t) Quantidade Emissão CO2 (t)

Gasolina (l) 2,17 3.284.562 7.127 3.334.920 7.237

Álcool (l) 1,38 427.854 590 322.127 445

Gás Natural (m3) 1,95 3.950 7,74 42.046 82

Diesel (l) 2,62 3.520.388 9.223 3.217.656 8.430

Total 16.948 16.194

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56

A Copel está realizando o plantio florestal para recomposição de florestas ciliares em seus

reservatórios. Segundo estimativas, serão retiradas aproximadamente 262.130 toneladas de CO2

da atmosfera após a recomposição de 580 hectares de florestas ciliares. Em 2006, foi formalmente

criado grupo de trabalho com o objetivo de avaliar as oportunidades de qualificação de projetos no

âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo - MDL, para empreendimentos de geração e

transmissão de energia da Copel.

Em cumprimento à meta estabelecida, realizou-se levantamento do número de equipamentos de ar

condicionado e refrigeradores instalados nas áreas administrativas, contemplando, numa primeira

etapa, as unidades administrativas de Curitiba.

Com relação aos equipamentos de ar condicionado instalados nos veículos da frota, foram

identificados 291 veículos, dos quais 250, fabricados a partir de 2000, utilizam gás sem composto

CFC. Relativamente aos 41 veículos restantes, de fabricação anterior e que utilizam gás com

composto CFC, um veículo encontra-se em nome da Copel, porém cedido em convênio; 15

veículos estão no plano de substituição (lote 2007), devendo ser substituídos até julho/2007; e 25

veículos permanecerão em operação até sua substituição.

As emissões de Óxido de Nitrogênio - NOx e Dióxido de Enxofre - SO2 ocorrem na UTE Figueira e

na UEG Araucária. Considerando o processo de comissionamento, ao qual as Usinas foram

submetidas em 2006, os níveis de emissão foram bastante variáveis, o que impede a elaboração

de estimativa com precisão aceitável. Para a UTE Figueira, foi feito o cálculo das emissões e os

resultados são apresentados na tabela abaixo, havendo queda sensível das emissões em 2006:

Emissões atmosféricas da UTE Figueira 2006 2005

NOx (t) 713 716

SOx (t) 8.742 14.151

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57

Para a Copel, é necessário tratar adequada e corporativamente as questões relativas aos resíduos

gerados em todas as suas atividades, bem como trocar experiências e estabelecer sinergia entre

as práticas atualmente existentes, promovendo intercâmbio com outras instituições públicas e

privadas. Procurando integrar e alinhar essas práticas ao planejamento estratégico empresarial, e

dando continuidade ao programa de Gestão Corporativa de Resíduos, em agosto de 2006 foi

formalmente criado grupo de trabalho, constituído por representantes de todas as áreas da

Empresa que trabalham e se relacionam diretamente com o tema. Em 2006, foram traçados e

estruturados planos de ação que nortearão os procedimentos a serem desdobrados em toda a

Companhia em 2007. A troca de experiências entre as áreas possibilitou o estabelecimento de

ações conjuntas, como, por exemplo, a condução de licitação única para o co-processamento de

41 toneladas de resíduos sólidos e líquidos contaminados, oriundos de usinas e de processos de

distribuição de energia. Novos projetos foram estruturados, como o recolhimento de lâmpadas

fluorescentes compactas.

O tratamento dado aos resíduos industriais classe I (perigosos) é diferenciado por tipo de resíduo.

A Copel tem como meta a elaboração de manual de instrução técnica contemplando os principais

resíduos perigosos gerados pelo sistema de distribuição: óleo mineral isolante, resíduos sólidos

contaminados, lâmpadas com mercúrio em sua composição e baterias. Tal projeto tem conclusão

prevista para agosto/2007.

O ascarel vem sendo sistematicamente eliminado através da substituição de todos os

equipamentos atualmente cadastrados. Em 2006, foram destinadas aproximadamente 45

toneladas de ascarel pelo método de descontaminação e reciclagem das carcaças metálicas

impermeáveis dos equipamentos e incineração do óleo e de sólidos permeáveis contaminados.

Atualmente, estima-se que a Copel esteja livre de ascarel em suas redes e subestações de

distribuição. Restam ainda, contudo, aproximadamente 80 toneladas de equipamentos

contaminados existentes nas instalações de geração, a ser destinadas oportunamente.

Resíduo 2006 2005 Método de Disposição

Ascarel (tonelada) 16,14 32,00

Descontaminação e reciclagem das carcaças metálicas

impermeáveis dos equipamentos e incineração do óleo e de

sólidos permeáveis contaminados.

O óleo mineral isolante é regenerado nos almoxarifados das regionais e no almoxarifado do Atuba,

tendo o volume regenerado em 2006 sido de aproximadamente 230 mil litros. Os resíduos sólidos

contaminados com óleo mineral, tintas e solventes são armazenados no almoxarifado do Atuba até

que se atinja montante suficiente para iniciar processo licitatório para destinação final. Em 2006, a

Copel promoveu destinação de 55 toneladas de resíduos sólidos contaminados com óleo mineral,

tintas e solventes por co-processamento em fornos de indústrias de cimento.

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58

Quanto às lâmpadas contendo mercúrio, são realizadas licitações anuais para contratação de

empresa especializada na descontaminação do mercúrio e reciclagem dos demais materiais. Em

2006, foram encaminhadas 68 mil lâmpadas para destinação final.

Baterias e transformadores contendo óleo mineral são vendidos através de processo licitatório. Nas

licitações são incluídas cláusulas especiais para garantir a disposição correta e a rastreabilidade

dos resíduos.

Na Copel os derramamentos não são significativos. Ocorrem de forma pontual, em função de

defeitos em equipamentos ou em casos de furto de transformadores. As ocorrências de defeitos

em equipamentos são atendidas pelas equipes de emergência e manutenção de redes, que

utilizam metodologias aprovadas para evitar o derramamento durante retirada e transporte. A partir

deste ano, a Copel passou a coordenar projetos que visam à recuperação de solo contaminado

com óleo mineral isolante em subestações e em casos de furto de transformadores, com

conseqüente derramamento de óleo em solo. Tais projetos contam com a anuência do órgão

ambiental estadual e têm previsão de conclusão até junho/2008.

Em virtude de adequações a serem realizadas na Companhia, após auditoria para conformidade à

Lei Sarbanes-Oxley, está prevista realização do mapeamento de riscos e gerenciamento dos

passivos ambientais. Esse trabalho, além de atender à meta anterior, permitirá o mapeamento de

todos os outros possíveis passivos para os quais serão propostos planos de gerenciamento e/ou

remediação.

7.7 Produtos e Serviços

Apesar de considerar como não significativos os impactos ocasionados pelo sistema de

distribuição de energia, a Companhia desenvolve diversas ações com o intuito de reduzir ao

máximo os impactos causados, como programa de educação ambiental, que treinou 808

colaboradores em 2006; programa socioambiental de arborização urbana, que visa auxiliar os

municípios na adequação da arborização, possibilitando convivência pacífica entre as árvores e as

redes de distribuição; elaboração de manuais internos de orientações para desenvolver atividades

de forma a respeitar a legislação ambiental e reduzir os impactos ao meio ambiente, e demais

projetos de pesquisa para biorremediação de solos que possam eventualmente vir a ser

contaminados com óleo mineral. Muitas dessas ações implicam resultados de longo prazo, como a

educação ambiental.

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59

Para reduzir o risco de acidentes onde possa haver vazamento de óleo e contaminação do solo ou

cursos d’água, a Copel vem desenvolvendo, há cerca de dois anos, experiências com óleo isolante

vegetal em substituição ao óleo mineral. Em junho/2006, inaugurou-se rede de distribuição

subterrânea construída no centro de Foz do Iguaçu, na qual operam 18 transformadores de grande

porte, que utilizam óleo vegetal como fluido isolante.

No processo de licenciamento ambiental de usinas, subestações e linhas de transmissão, a Copel

realiza, de acordo com o Plano Básico Ambiental - PBA de cada empreendimento, ações

mitigadoras e compensatórias para os impactos ambientais direta ou indiretamente provocados por

ele. Nesse contexto, dentre as ações executadas em 2006, estão o plantio de mudas, a

conscientização ambiental dos empregados e terceirizados envolvidos, a contratação de serviços

para construção do canal de peixes, bem como atividades de comunicação social junto à

comunidade lindeira durante o processo de comissionamento das usinas.

7.8 Concordância com os Aspectos Legais

De acordo com o cadastro de processos jurídicos, em 2006 a Copel sofreu duas multas, que

totalizaram R$ 43 mil. Não existe registro quanto a sanções não monetárias resultantes de não-

conformidade quanto a leis e regulamentos ambientais.

Ainda que as sanções impostas tenham sido eventuais e pouco expressivas, a Copel está

desenvolvendo ações de diálogo com os órgãos ambientais, e elaborando normas internas com

base em manual de instruções técnicas de vegetação, e orientações ambientais a serem

divulgadas para os técnicos responsáveis pela execução das atividades.

7.9 Transporte

O transporte de energia elétrica ocorre via Linhas de Transmissão - LTs e Linhas de Distribuição -

LDs, e seu impacto ambiental é considerado insignificante. A rede atual de distribuição é composta

por 165.757 km, dos quais 87% localizam-se em área rural. Essas linhas utilizam-se

prioritariamente de áreas já antropizadas e áreas marginais às vias de acesso, resultando em

impacto ambiental extremamente reduzido. A faixa de servidão utilizada é de, no máximo, 10

metros, sendo que, quando possível, a orientação é para que esta seja reduzida a 6 ou 2 metros,

dependendo da situação local. Em 2006 foram executados 37,9 milhões de metros quadrados de

roçadas (3.790 hectares), o que equivale a 0,02% da área do Estado do Paraná. É importante

ressaltar a crescente instalação de redes compactas minimizando os impactos com a arborização

urbana totalizando 1.279 km.

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60

7.10 Direitos Indígenas

Em outubro/2006, acordo inédito no setor elétrico brasileiro foi selado entre a Copel e a

comunidade indígena caingangue, da Reserva de Apucaraninha, em Tamarana, região norte do

Estado. Com tal medida, liquidou-se todo o passivo ambiental, social, cultural e moral decorrente

da construção e operação da Usina Hidrelétrica de Apucaraninha. O valor da indenização para

aquela comunidade totaliza R$ 14 milhões, a serem pagos em cinco parcelas anuais, das quais a

primeira em dezembro/2006. As demais parcelas comporão fundo destinado a dar suporte ao

desenvolvimento de projetos que garantam sustentabilidade à comunidade indígena.

A Copel finalizou, em fevereiro, as obras de extensão da rede a aldeia guarani karuguá, no

município de Piraquara, região metropolitana de Curitiba. Em meados de 2004, ofício redigido de

próprio punho pelo cacique da aldeia solicitava às autoridades o atendimento de dez necessidades

fundamentais, dentre elas a instalação da rede elétrica. No fim daquele mesmo ano, o pedido

chegou ao conhecimento do projeto Tributo ao Iguaçu, referendado pela Fundação Nacional do

Índio - Funai, pelo Comitê de Entidades no Combate à Fome e pela Vida, e pela Assessoria de

Assuntos Indígenas da Secretaria de Estado de Assuntos Estratégicos do Governo do Paraná. A

energia elétrica disponibilizada traz conforto e melhoria da qualidade de vida às aproximadamente

100 pessoas que integram a comunidade.

Outra ação semelhante diz respeito à linha de transmissão Apucarana — Figueira, que percorre as

terras indígenas denominadas Barão de Antonina. A Copel aceitou a composição proposta pelo

Ministério Público e arcou com os custos das demandas indenizatórias antes da instauração de

ação judicial, medida que importou no valor anual de R$ 25.653,65.

Finalmente, um aspecto relevante foi o engajamento da empresa em ampliar e revisar o acesso

gratuito das comunidades indígenas a energia elétrica no contexto do Programa Luz Fraterna. Já

no Programa Luz para Todos, a Copel investiu aproximadamente R$ 20 milhões nos municípios

das regionais Leste e Centro-Sul, onde foram identificadas áreas remanescentes de quilombos,

antigos redutos de escravos fugidos, os quilombolas.

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61

8. DESEMPENHO SOCIAL

8.1 Incorporação dos Princípios do Pacto Global

A Companhia declara-se fortemente comprometida com o Pacto Global das Nações Unidas desde

seu lançamento, em 2000, tendo sido pioneira na adesão a ele. Desde então, o alinhamento das

iniciativas e políticas corporativas com os princípios do Pacto é uma busca sistemática da Copel,

com o objetivo de incorporar plenamente esse referencial ético global ao dia-a-dia da Companhia.

Para materializar essa incorporação, a Copel dividiu seus esforços em três grandes linhas de

atuação.

A primeira refere-se às dimensões internas da organização e envolvem constante aperfeiçoamento

de sistemas de gestão e políticas corporativas. A segunda linha de atuação, considerada

estruturante, está voltada à ação externa da Companhia e diz respeito ao apoio a formulação,

implementação e melhoria de políticas públicas inclusivas, que promovam maior sustentabilidade

da sociedade como um todo. A terceira linha de trabalho é a atuação direta, normalmente em

parceiras com outras empresas, instituições ou organizações, em projetos e iniciativas sociais e

ambientais. Separadas apenas para maior clareza, as três linhas são tratadas como

estrategicamente sinérgicas e complementares. No quadro a seguir, essas três dimensões estão

brevemente resumidas e correlacionadas aos Princípios do Pacto Global aos quais respondem. O

detalhamento de todas as práticas abaixo, bem como das práticas trabalhistas, de relacionamento

com sindicatos, clientes e fornecedores, relatadas de acordo com as Diretrizes GRI/G3 - Global

Reporting Initiative Terceira Geração, estarão disponíveis no site da companhia (www.copel.com).

Incorporação dos Princípios do Pacto Global Legenda:

1 Respeitar e proteger os direitos humanos 6 Eliminar a discriminação no ambiente de trabalho

2 Impedir violações de direitos humanos 7 Apoiar uma abordagem preventiva aos desafios

ambientais

3 Apoiar a liberdade de associação no trabalho 8 Promover a responsabilidade ambiental

4 Abolir o trabalho forçado 9 Encorajar tecnologias que não agridem o meio ambiente

5 Abolir o trabalho infantil 10 Combater a corrupção em todas as suas formas, inclusive extorsão e propina

PI - Prazo Indeterminado

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62

Projetos/Programas/Sistemas de Gestão/Participações e Políticas Princípios do

Pacto Global a que Respondem

Início Término

Políticas e Sistemas de Gestão

Revisão do Código de Conduta, com ampla consulta pública. Todos 2006 2007

Consolidação do Canal de Comunicação Confidencial. Todos 2006 2007 Adesão ao Código de Boas Práticas do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC. Todos 2005 2007

Implantação do sistema de gestão para a sustentabilidade (GRI+ AA1000). Todos 2005 2008

Criação e implantação de política corporativa de controles e gestão de riscos. Todos 2006 2008

Criação e implantação de política corporativa de ações sociais que melhorem a qualidade em alimentação, saúde, segurança, educação, desenvolvimento sustentável, etc.

1, 2, 5, 7, 8, 9 2006 PI

Criação e implantação do novo modelo de gestão para a sustentabilidade. Todos 2006 2010

Apoio a Políticas Públicas e Melhoria de Gestão

Participação no Comitê Brasileiro do Pacto Global. Todos 2000 PI Participação em organizações do setor elétrico que discutem e promovem eficientização energética e melhorias ambientais: Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica; Empresa de Planejamento Energético; Associação dos Produtores Independentes de Energia; Comitê de Meio Ambiente do Cigré; Grupos de Trabalho da Associação Brasileira de Geradores de Energia; Comitê Brasileiro de Grandes Barragens.

7, 8, 9 Diverso PI

Participação em associações que discutem e promovem melhorias ambientais: Agenda 21; Conselho Temático Permanente de Infraestrutura e Meio Ambiente da FIEP; Comissão Interinstitucional de Educação Ambiental do Pronea; Comitês de Bacias do Rio Iguaçu e Tibagi; Consórcio para Proteção Ambiental da Bacia do Rio Tibagi; Câmara Técnica de Cartografia e Geoprocessamento do Estado do Paraná.

7, 8, 10 Diverso PI

Participação no Comitê de Entidades no Combate à Fome e pela Vida - Coep e Conselho Estadual de Segurança Alimentar e Nutricional - Consea. 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 1995/2003 PI

Participação no Conselho Paranaense de Cidadania Empresarial, para promoção conjunta de responsabilidade social. Todos 2005 PI

Participação voluntária em bancas examinadoras do Prêmio Nacional da Qualidade, Prêmio Nacional da Gestão Pública, Prêmio Sucesso Empresarial (pequenas e micro empresas) e Prêmio Paranaense da Qualidade em Gestão

Todos 2000 PI

Parceria com o Movimento Paraná Competitivo no planejamento e execução de ações para mobilização da sociedade na busca da qualidade de gestão

Todos 2003 PI

Coordenação do Gespública PR: promoção de gestão pública ética, de excelência, transparente, participativa, descentralizada, com controle social.

1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 2006 PI

Apoio financeiro e participação técnica, representando a América do Sul, no grupo de trabalho GRI para elaboração do suplemento setorial . Todos 2005 2007

Apoio financeiro e participação como empresa-teste das novas diretrizes que correlacionam os indicadores do GRI/G3 aos princípios do Pacto Global (Making the Connection).

Todos 2006 2007

Programas, Projetos e Ações Sociais e Ambientais

Campanhas de Arrecadação: Fome Zero, Natal sem Fome, Pastoral da Criança. Total arrecadado em 2006: R$ 1,48 milhões. 1, 2 Diverso PI

Programa anual de doação através de incentivos fiscais ao Fundo dos Direitos da Infância e Adolescência - FIA. Total repassado: R$ 2,3 milhões. 1, 2, 5 2006 PI

Programa Tributo ao Iguaçu: apoio ao desenvolvimento sustentável de comunidades de entorno. 1, 2, 5, 7, 8, 9, 10 2004 2014

Programa Voluntariado Corporativo - EletriCidadania: empregado dispõe de até quatro horas/mês para prestar serviço voluntário. Total de 730 horas em 2006.

1, 2 2001 PI

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63

Melhoria no atendimento a carentes e portadores de necessidades especiais: posto de atendimento móvel e Projeto Libras (linguagem brasileira de sinais).

1, 2, 6, 10 2005 PI

Projeto Fatura em Braile: oportunidade de acesso a informações de segurança e ao consumo de energia. 1, 2, 6, 10 2006 PI

Projeto Fera: cultura nas escolas da rede pública estadual. 1, 2, 4, 5, 10 2005 PI Luz Fraterna, em convênio com o Governo Estadual: isenção de pagamento para consumidores de baixa renda que consomem até 100 KWh/mês. Em 2006, foram aproximadamente 251 mil beneficiados (43 mil rurais e 208 mil urbanos).

1, 2, 4, 5, 10 2003 PI

Universalização de Energia (Programa Luz para Todos): ligação de toda a população do Estado à rede da Companhia. Realizadas 14.209 novas ligações em 2006.

1, 2, 4, 5, 10 2003 2007

Programa Irrigação Noturna: tarifa e equipamentos subsidiados a consumidores rurais 1, 2, 4, 5, 7, 8, 9 2003 PI

Descontos Tarifários: iniciativa que já transferiu para a sociedade paranaense mais de R$ 1 bilhão na forma de descontos 1, 2 2003 PI

Tarifa social para entidades assistenciais e consumidores de baixa renda:- desconto que pode chegar a 65% e beneficia 582 entidades e 784 mil consumidores, sendo que 35 mil novos consumidores foram beneficiados em 2006.

1, 2 2003 PI

Luz Legal: regularização do fornecimento de energia elétrica em áreas de invasão. Em 2006, foram atendidos 3.352 consumidores. 1, 2 2003 2006

Paraná em Ação: atuação comunitária conjunta para divulgação de ações efetivas, serviços e informações, promovendo a cidadania. 1, 2 2003 PI

Paraná Digital: inclusão digital no ensino público conectando escolas estaduais à Internet. Em 2006 foram acrescentados 854 km de cabos de acesso urbano, e 228,4 km de cabos no anel principal.

1, 2, 4, 5, 6, 10 2003 2008

Menor Aprendiz: programa de inclusão profissional de menores em conflito com a lei entre 14 e 18 anos, em convênio com o IASP. Em 2006, foram beneficiados 160 jovens.

1, 2, 4, 5, 10 2005 PI

Programa de Gestão Corporativa de Resíduos: visa reduzir, reutilizar e reciclar todos os resíduos gerados. Inclui Programa ZERE nas usinas. 7, 8, 9, 10 2005 PI

Museu Regional do Iguaçu: leva educação ambiental à comunidade, possuindo um dos acervos regionais mais expressivos do Paraná. 7, 8, 9, 10 2000 PI

Programa de Eficiência Energética: busca promover a eficientização em instalações municipais, escolas e entidades assistenciais. 7, 8, 9 1999 PI

Programas da Estação Experimental de Estudos Ictiológicos: monitoramento, repovoamento dos rios e reservatórios do Paraná. 7, 8, 9 1992 PI

Controle de espécies invasoras: monitoramento da entrada do mexilhão dourado (Limnoperna fortunei) e outras espécies. 7, 8, 9 2003 2007

Recuperação de áreas degradadas: produção e reposição de vegetações nativas em áreas degradadas e de preservação. 7, 8, 9 1992 PI

Plano diretor do uso dos reservatórios e seus entornos: define ações para gerenciamento do uso e ocupação numa faixa de 1.000 metros. 7, 8, 9 2002 PI

Projeto de Educação Ambiental - As Três Ecologias – foram treinados 808 colaboradores em 2006 7, 8, 9 2004 PI

Programa Socioambiental de Arborização Urbana – auxilia municípios na adequação da arborização visando uma convivência pacífica entre árvores e redes de distribuição

7, 8, 9 2005 PI

8.2 Incentivos Fiscais

As contribuições levadas a efeito sob os auspícios da Lei Rouanet no exercício de 2006 foram

efetuadas em projetos devidamente aprovados pelo Ministério da Cultura, no âmbito do Governo

Federal, tendo como proponente, em boa parte, a Sociedade dos Amigos do Museu Oscar

Niemeyer - MON, para a qual foram destinados R$ 7,1 milhões.

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64

Ainda dentro do espírito de voluntariado, a Companhia participou e incentivou diversas ações,

dentre elas a doação ao Fundo dos Direitos da Infância e da Adolescência - FIA. Em 2006, a Copel

destinou a diversos projetos inscritos no FIA, um total de R$ 2,1 milhões (não inclui valor da

Compagas), utilizando os incentivos fiscais, dentre os projetos beneficiados podemos citar o de

ampliação do Hospital Pequeno Príncipe. Os recursos destinados ao Hospital se transformaram em

um andar inteiro, contendo aproximadamente 100 novos leitos e uma nova UTI neonatal. Em

reconhecimento ao valor recebido, o maior vindo de uma empresa em toda a sua história, o

Hospital criou a cota “Coração Copel”.

8.3 Gestão de Pessoas

Em 2006 a Copel contava com a seguinte composição de sua força de trabalho:

Força de Trabalho(1) Jornada de Trabalho 2006 2005

Empregados 6 ou 8 horas 8.119 7.704

Estagiários 4 horas 756 848

Menores Aprendizes (entre 14 e 16 anos) 4 horas 75 64

(1)Na tabela não consta a força de trabalho das controladas Compagas, Elejor e UEG Araucária.

Os 8.119 empregados do quadro próprio estão distribuídos em quatro carreiras em função da

natureza das atividades e dos requisitos de cargo, a saber: operacional (2.705 empregados),

administrativa (2.438 empregados), profissional técnico de nível médio (1.676 empregados) e

profissional de nível superior (1.300 empregados). A Companhia vem redimensionando seu quadro

funcional, tendo admitido em 2006, mediante concurso público, 930 novos empregados (não

considerando admissões das controladas Compagas e Elejor). Dentre estes, foram contratados

790 para atender ao redimensionamento interno de pessoal, e 140 para substituição de pessoal

terceirizado, com ênfase nas atividades técnico-operacionais. Durante o mesmo período,

517 empregados desligaram-se da Companhia, em grande parte por aposentadoria, tendo a taxa

de rotatividade sido de 9,08 em 2006.

Todo o quadro próprio da Companhia é contratado por meio de concurso público, com ampla

possibilidade de participação de brasileiros natos ou naturalizados, independente de gênero, raça

ou crença. A Copel destina vagas em seus concursos públicos para candidatos portadores de

necessidades especiais e afro-descendentes. Em 2006, a Companhia destinou 5% das vagas para

cargos de natureza administrativa passíveis de preenchimento por portadores de necessidades

especiais. Dentre candidatos afro-descendentes, foram admitidos 13 novos empregados.

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65

O gráfico a seguir demonstra a evolução do número de empregados próprios dos últimos 12 anos.

O desempenho aponta tendência de decréscimo, entre 1995 e 2002, devido a política de

terceirizações e incentivo a aposentadorias e demissões voluntárias, em preparação para possível

processo de privatização, que acabou por não ser concretizado. A retomada do crescimento do

número de empregados próprios, a partir de 2003, reflete a decisão de não mais se privatizar a

Companhia, de recompor seu quadro próprio para atender à efetiva demanda reprimida de trabalho

crescente e de primarizar serviços essenciais e diretamente ligados aos negócios, os quais haviam

sido anteriormente terceirizados.

Quadro de Empregados Não inclui empregados da Compagas, Elejor e UEG Araucária

Quadro de Empregados31 de Dezembro

5.854 5.857

6.293

6.748

7.704

8.119

7.442

7.991

8.6028.835

6.536

6.148

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

8.3.1 Treinamento e Desenvolvimento

A Companhia conta com diversas formas de capacitação e aprimoramento continuados de seus

empregados. Em grande parte, são cursos realizados internamente para suprir demandas geradas

pela implementação de novas tecnologias e processos. Em 2006, foram realizados 2.364 eventos

(cursos, seminários e palestras), sendo 1.955 cursos internos e 409 externos, com 26.783

participações de empregados. A carga horária média/ano foi de 60,4 horas/empregado.

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66

A Companhia também aplica consistente política em relação à formação de seus empregados, com

investimentos significativos nos cursos de pós-graduação, além de incentivar o

autodesenvolvimento destes por meio do programa de auxílio-educação. Atualmente, a Companhia

tem 2.927 empregados com formação superior, dos quais 874 com curso de pós-graduação em

nível de especialização, 103 mestres e 11 doutores.

Treinamento de Empregados 2006

(Em horas/média)

Operacional 76,6

Administrativo 38,8

Técnico 67,0

Profissional 52,0

8.3.2 Política Salarial

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

remuneração estruturado pela Companhia, apoiando-se em dois pilares: remuneração fixa

(comparação de mercado e mérito) e variável (Participação dos Empregados nos Lucros e/ou

Resultados - PLR). A Copel e a CENPRL, comissão especialmente constituída para a participação

dos empregados nos lucros e/ou resultados, obtiveram avanços significativos no transcorrer das

negociações, com o estabelecimento de metas empresariais, renegociadas em 2006. O Plano de

Cargos e Salários da Copel foi reestruturado de maneira a refletir a realidade ocupacional na

Companhia. Ele serve de referência para a remuneração fixa, buscando a comparação dos salários

pagos pela Companhia com valores de mercado e aplicação da política salarial.

8.3.3 Benefícios

Dentre os benefícios concedidos diretamente pela Companhia a todos os empregados, além dos

previstos pela legislação, destacam-se: auxílio-educação, abono de férias, auxílio-alimentação e

refeição, auxílio-creche, auxílio a portadores de necessidades especiais, além de outros

possibilitados pelo convênio existente entre a Copel e o INSS.

Outro conjunto de benefícios, concedidos pela Companhia e administrados pela Fundação Copel

de Previdência e Assistência Social, do qual a Copel é mantenedora, são: plano de previdência

privada, complementando o valor da previdência oficial, e amplo plano de assistência médico-

hospitalar e odontológica, dentre os melhores oferecidos pelo mercado.

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67

8.3.4 Liberdade de Associação e Negociação Coletiva

A totalidade dos empregados da Copel é representada nas relações de trabalho com a Companhia

por meio de sindicatos independentes. A legislação brasileira estabelece que essas entidades

podem organizar-se por categoria e base territorial (município).

A Copel mantém estreito relacionamento com todas as 18 entidades representativas dos

empregados: sindicatos de categorias de base (eletricitários) e categorias profissionais e/ou

diferenciadas. A direção sindical tem livre acesso às gerências locais e a todas as instalações da

Companhia, a fim de levar aos empregados as comunicações de seu interesse, além de dispor de

canal formal direto com a área de recursos humanos.

A participação dos empregados nas negociações tem papel de fundamental importância, e vai

desde a presença nas assembléias sindicais, para elaboração da pauta de reivindicações, até a

deliberação da categoria pela aceitação ou rejeição da proposta da Companhia. A Copel também

incentiva a participação dos empregados em conselhos, órgãos de classe e associações

profissionais, entre outras entidades.

8.4 Balanço Social

1 - BASE DE CÁLCULO NE 29

e 30 Receita Líquida - RL 5.384.608 4.838.704 Resultado (ou Lucro) Operacional - RO 1.837.223 727.647

NE 34 Folha de Pagamento Bruta - FPB 579.944 546.123 Valor Adicionado Total - VAT 5.575.219 4.269.239

2 - INDICADORES SOCIAIS INTERNOSFPB RL VAT FPB RL VAT

Alimentação (Auxílio alimentação e outros) 49.586 8,6 0,9 0,9 41.364 7,6 0,9 1,0

NE 34 Encargos sociais compulsórios 146.955 25,4 2,7 2,6 138.701 25,4 2,9 3,2

NE 35 Previdência privada 35.077 6,0 0,7 0,6 8.453 1,5 0,2 0,2

Saúde (Convênio assistencial) 37.933 6,5 0,7 0,7 21.378 3,9 0,4 0,5

Segurança e medicina no trabalho 3.170 0,5 0,1 0,1 3.148 0,6 0,1 0,1

Educação 2.130 0,4 - - 1.687 0,3 - -

Cultura 654 0,1 - - 636 0,1 - -

Capacitação e desenvolvimento profissional 8.824 1,5 0,2 0,2 8.209 1,5 0,2 0,2

Auxílio creche 451 0,1 - - 444 0,1 - -

NE 34 Participação nos lucros e/ou resultados 52.028 9,0 1,0 0,9 32.294 5,9 0,6 0,8

Outros benefícios 8.776 1,5 0,1 0,2 3.570 0,7 0,1 0,1

Total 345.584 59,6 6,4 6,2 259.884 47,6 5,4 6,1

BALANÇO SOCIAL ANUAL - Modelo IBASE

(Valores expressos em milhares de reais)

% Sobre: % Sobre:

Em 31 de dezembro de 2006 e de 2005

2006

Consolidado

2005

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68

(continuação)

3 - INDICADORES SOCIAIS EXTERNOSRO RL VAT RO RL VAT

Educação 19.020 1,0 0,4 0,3 12.574 1,7 0,3 0,3

Programa Paraná Digital 18.331 1,0 0,4 0,3 11.934 1,6 0,3 0,3

Escolas nas Usinas e outros 689 - - - 640 0,1 - -

Cultura 9.207 0,6 0,1 0,2 3.101 0,5 0,1 0,1

Saúde e saneamento 112.717 6,1 2,1 2,0 66.952 9,2 1,4 1,6

Programa Luz para Todos 79.254 4,2 1,5 1,4 33.708 4,6 0,7 0,8

(1) Programa Luz Fraterna 32.522 1,8 0,6 0,6 29.757 4,1 0,6 0,7

(2) Outros programas 941 0,1 - - 3.487 0,5 0,1 0,1

Esporte 55 - - - 44 - - -

Combate à fome e segurança alimentar 4 - - - - - - -

Outros 5.245 0,3 0,1 0,1 288 - - -

Indenização comunidade indígena Apucaraninha 2.800 0,2 0,1 0,1 - - - -

Fundo dos direitos da criança e do adolescente 2.192 0,1 - - - - - -

NE 44 Doações, contribuições e subvenções 122 - - - 195 - - - (3) Programa Eletricidadania, implantação

GRI/AA1000 e instituto Ethos 131 - - - 93 - - -

Total das contribuições para a sociedade 146.248 8,0 2,7 2,6 82.959 11,4 1,8 2,0

DVA Tributos (excluídos encargos sociais) 3.145.892 171,2 58,4 56,4 2.586.641 355,5 53,5 60,6

Total 3.292.140 179,2 61,1 59,0 2.669.600 366,9 55,3 62,6

4 - INDICADORES AMBIENTAISRO RL VAT RO RL VAT

Investimentos relacionados com as operaçõesda empresa 87.970 4,8 1,6 1,6 69.820 9,6 1,4 1,6

NE 41

Programas de Pesquisa e Desenvolvimento eEficiência Energética 52.265 2,8 1,0 1,0 46.771 6,5 1,0 1,1

(4) Rede Compacta e Linha Verde 26.797 1,5 0,5 0,5 21.283 2,9 0,4 0,5

(5) Programas de proteção de Fauna e Flora 7.174 0,4 0,1 0,1 859 0,1 - -

Gestão de resíduos 1.734 0,1 - - 907 0,1 - -

Investimentos em programas e/ou projetosexternos 1.485 0,1 - - 1.164 0,2 - -

Educação Ambiental 763 0,1 - - 958 0,2 - -

(6) Programa Tributo ao Iguaçu 722 - - - 206 - - -

Total 89.455 4,9 1,6 1,6 70.984 9,8 1,4 1,6

Consolidado

2006 2005% Sobre: % Sobre:

% Sobre:% Sobre:

( ) não possui metas( ) cumpre de 0 a 50%( ) cumpre de 51 a 75%( X ) cumpre de 76 a 100%

( ) não possui metas( ) cumpre de 51 a 75%( ) cumpre de 0 a 50%( X ) cumpre de 76 a 100%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” paraminimizar resíduos, o consumo em geral na produção/operação e aumentar a eficácia na utilização de recursosnaturais, a empresa

�


69

(continuação)

5 - INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL (inclui controladas) Empregados no final do período 8.204 7.775 Escolaridade dos empregados(as): Total HomensMulheres Total Homens Mulheres Total Superior e extensão universitária 3.000 2.162 838 2.735 1.981 754 Total 2º Grau 4.694 4.106 588 4.493 3.910 583 Total 1º Grau 510 478 32 547 511 36 Faixa etária dos empregados(as): Abaixo de 30 anos 1.843 1.546 De 30 até 45 anos (exclusive) 3.923 3.666 Acima de 45 anos 2.438 2.563 Admissões durante o período 946 1.210 Mulheres que trabalham na empresa 1.458 1.372 % Mulheres em cargos gerenciais: em relação ao nº total de mulheres 3,1 1,2 em relação ao nº total de gerentes 12,2 7,9 Negros(as) que trabalham na empresa 734 682 % Negros(as) em cargos gerenciais: em relação ao nº total de negros(as) 1,9 0,9 em relação ao nº total de gerentes 3,9 3,0

Portadores(as) de necessidades especiais 52 73 Dependentes 14.680 14.694 Estagiários(as) 953 869

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa Número total de Acidentes de Trabalho (inclui acidentes com contratados)

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidospela empresa foram definidos por:

Os padrões de segurança e salubridade noambiente de trabalho foram definidos por:

Quanto à liberdade sindical, ao direito denegociação coletiva e à representação internados(as) trabalhadores(as), a empresa: A previdência privada contempla:

A participação dos lucros ou resultadoscontempla:

Na seleção dos fornecedores, os mesmospadrões éticos e de responsabilidade social eambiental adotados pela empresa:

Quanto à participação dos empregados(as) emprogramas de trabalho voluntário, a empresa:

são sugeridos

apóia

direção e gerências

todos(as) + Cipa

incentivará e seguirá a OIT todos(as) empregados(as)

todos(as) empregados(as)

serão exigidos

organizará e incentivará

segue as normas da OIT

2006 2005

direção e gerências

todos(as) + Cipa

27

311

27

-


Consolidado

Consolidado

2006 Metas 2007

6 - INFORMAÇÕES RELEVANTES QUANTO AO EXERCÍCIO DA CIDADANIA EMPRESARIAL


�


70

(continuação)

na empresa no Procon na Justiça



Distribuição do Valor Adicionado (DVA) : Financiadores Pessoal Governo Acionistas Retido

7 - OUTRAS INFORMAÇÕES

Notas:NE - Nota Explicativa

(5) Os principais motivos para o acréscimo verificado neste grupo em 2006 foram a produção de mudas nos hortos das usinas emaior investimento da Elejor em progamas ambientais.

3,58%0,02% 0,01%0,02% 0,02%

A Copel não utiliza mão-de-obra infantil ou trabalho escravo, não tem envolvimento com prostituição ou exploração sexual decriança ou adolescente e não está envolvida com corrupção.

Para maiores esclarecimentos sobre as informações declaradas:Superintendência de Gestão Contábil - Enio Cesar Pieczarka - tel 41-3331-2160 e-mail: [email protected]

Nossa companhia valoriza e respeita a diversidade interna e externamente.

Este Balanço Social contempla dados das controladas Compagas, Elejor e UEG Araucária, em virtude da consolidação de seusresultados com a Copel, motivo pelo qual reclassificamos os dados publicados de 2005

(1) O Programa Luz Fraterna é realizado através de um convênio com o Governo do Estado do Paraná, lançado em 11.09.2003, etem como objetivo beneficiar a população carente, com a isenção do pagamento das contas de energia àquelas famílias queatendam aos critérios previamente estabelecidos.

(3) O Programa de Voluntariado Corporativo - Eletricidadania computou, em 2006, 730 horas dedicadas a trabalhos voluntários.

(4) Até 2005 não estavam sendo computados os valores referentes à rede secundária isolada (BT), tendo sido estes valoresincluídos em 2006, motivo este da diferença observada. A rede secundária isolada começou a ser utilizada em 2004 e passou a sera rede padrão da Copel. São investimentos que reduzem os conflitos entre as redes de distribuição de energia e elétrica e aarborização urbana. Dos valores apresentados não foram segregados os valores com mão-de-obra própria.

(6) O Tributo ao Iguaçu é um programa socioambiental visando a promoção do desenvolvimento sustentável a partir das iniciativassurgidas das próprias comunidades envolvidas.

(2) Os principais motivos para o decréscimo verificado neste grupo em 2006 foram o menor valor aplicado em reassentamento defamílias, além de não ter ocorrido investimentos no programa Reluz, que compõe o valor referente ao ano de 2005.

Metas 2007

Consolidado

2005

100,0%100,0%25,0%

Consolidado

2006 Número total de reclamações e críticas de consumidores(as):

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas:

2006

100,0%23,8%

% da representatividade das reclamações e críticas de consumidores(as) em relação ao total de unidades consumidoras:

3,73%

123.232 496 695

A Copel é uma companhia pertencente ao Setor Energético, atuante no Estado do Paraná com CNPJ nº 76.483.817/0001-20

10,8%

124.602 496 705

100,0%

20,3%

13,3%11,5%63,0%

2,9%9,3%

8,2%

58,5%2,2%

�


71

9. AGRADECIMENTOS

9.1 Mensagem de Agradecimento

Encerrando esta apresentação, registramos nossos agradecimentos aos senhores acionistas, a

nossos clientes e fornecedores, aos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal,

ao Governo do Estado do Paraná e demais poderes públicos e à comunidade, pela confiança

depositada no trabalho da Companhia e pelo apoio que, em nenhum momento, lhe faltou. À efetiva

participação e ao empenho desses agentes compete grande parte dos méritos pelo bom

desempenho da Copel em 2006.

Dirigimos agradecimento especial aos empregados da Copel que, com zelo, competência e

dedicação, colaboraram com o melhor de seu talento e de sua capacidade de trabalho para tornar

a Companhia uma empresa cada vez maior, melhor, mais sólida, mais eficiente e, sobretudo, mais

humana.

Curitiba, 27 de março de 2007

�


72

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Presidente JOÃO BONIFÁCIO CABRAL JÚNIOR

ACIR PEPES MEZZADRI

LAURITA COSTA ROSA

LUIZ ANTONIO RODRIGUES ELIAS

NELSON FONTES SIFFERT FILHO

ROGÉRIO DE PAULA QUADROS

RUBENS GHILARDI

Membros:

NATALINO DAS NEVES

COMITÊ DE AUDITORIA

Presidenta LAURITA COSTA ROSA

ACIR PEPES MEZZADRI Membros:

ROGÉRIO DE PAULA QUADROS

CONSELHO FISCAL

Presidente ANTONIO RYCHETA ARTEN

Membros: HERON ARZUA

JORGE MICHEL LEPELTIER

MÁRCIO LUCIANO MANCINI

NELSON PESSUTI

DIRETORIA

Diretor Presidente RUBENS GHILARDI

Diretor de Finanças e de Relações com Investidores PAULO ROBERTO TROMPCZYNSKI

Diretor de Gestão Corporativa LUIZ ANTONIO ROSSAFA

Diretor de Distribuição RONALD THADEU RAVEDUTTI

Diretor de Geração e Transmissão de Energia e de Telecomunicações RAUL MUNHOZ NETO

Diretor Jurídico ZUUDI SAKAKIHARA

C O N T A D O R

Contador - CRC-PR-024769/O-3 ENIO CESAR PIECZARKA

Informações sobre este Relatório: [email protected] - Fone: +55 (41) 3331-2903 Informações sobre Relações com Investidores: [email protected] - Fones: +55 (41) 3222-2027/ +55 (41) 3331-4359 Fax: +55 (41) 3331-2849

�


73

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

Balanço Patrimonial - Ativo



ATIVO NE nº

2006 2005 2006 2005

CIRCULANTEDisponibilidades 5 584.702 15.583 1.504.004 1.131.766 Consumidores e revendedores 6 - - 1.065.267 945.734 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 7 - - (111.726) (79.073) Serviços executados para terceiros, líquidos 8 - - 13.399 7.349 Dividendos a receber 9 760.282 207.152 2.019 3.665 Serviços em curso - - 1.060 20.038 12.132 Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 10 - - 35.205 31.803 Impostos e contribuições sociais 11 72.298 64.737 235.084 131.038 Conta de compensação da "parcela A" 12 - - 90.048 128.187 Ativo regulatório - PIS/Pasep e Cofins 13 - - 3.408 43.876 Cauções e depósitos vinculados 14 - - 68.565 43.746 Estoques - - - 51.444 36.590 Outros créditos 15 2 4.351 36.878 33.430

1.417.284 292.883 3.013.633 2.470.243

NÃO CIRCULANTERealizável a Longo Prazo

Consumidores e revendedores 6 - - 108.157 104.483 Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 10 - - 1.158.898 1.150.464 Impostos e contribuições sociais 11 61.101 143.346 382.528 526.506 Depósitos judiciais 27 47.935 48.015 140.954 129.491 Conta de compensação da "parcela A" 12 - - 12.273 8.559 Ativo regulatório - PIS/Pasep e Cofins 13 - - - 43.608 Cauções e depósitos vinculados 14 - - 24.630 27.041 Coligadas e controladas 16 739.359 1.226.726 - 35.357 Outros créditos 15 - - 11.909 16.576

848.395 1.418.087 1.839.349 2.042.085

Investimentos 17 6.631.623 5.473.396 305.968 414.320 Imobilizado 18 - - 6.711.686 5.948.104 Intangível 19 - - 40.783 43.187 Diferido - - 23.204 5.375

7.480.018 6.891.483 8.920.990 8.453.071

ATIVO TOTAL 8.897.302 7.184.366 11.934.623 10.923.314

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis.

Companhia Consolidado

�


74

Balanço Patrimonial – Passivo Em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


PASSIVO NE nº

2006 2005 2006 2005

CIRCULANTEEmpréstimos e financiamentos 20 9.243 11.304 90.152 99.253 Debêntures 21 822.404 92.471 838.355 115.703 Fornecedores 22 566 280 392.219 1.162.109 Impostos e contribuições sociais 11 67.719 130.145 311.085 381.980 Dividendos a pagar - 268.596 110.567 277.421 114.467 Folha de pagamento e provisões trabalhistas 23 92 96 134.218 108.326 Benefícios pós-emprego 35 15 2 133.635 132.902 Conta de compensação da "parcela A" 12 - - 110.498 65.664 Taxas regulamentares 24 - - 60.173 41.265 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 25 - - 174.316 73.194 Outras contas a pagar 26 26 36.486 59.298 34.501

1.168.661 381.351 2.581.370 2.329.364

NÃO CIRCULANTEEmpréstimos e financiamentos 20 92.787 110.096 539.190 602.624 Debêntures 21 866.680 962.902 1.129.230 1.226.525 Provisões para contingências 27 24.282 205.005 222.473 408.577 Coligadas e controladas - 368.622 37.829 1 - Fornecedores 22 - - 234.212 176.609 Impostos e contribuições sociais 11 - - 24.083 37.235 Benefícios pós-emprego 35 - - 495.759 486.854 Conta de compensação da "parcela A" 12 - - 52.053 24.912 Outras contas a pagar 26 - - 8.960 -

1.352.371 1.315.832 2.705.961 2.963.336

PARTICIPAÇÃO DE ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES - - - 271.022 143.431

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 28

Capital social 3.875.000 3.480.000 3.875.000 3.480.000 Reservas de capital 817.293 817.293 817.293 817.293 Reservas de lucros 1.683.977 1.189.890 1.683.977 1.189.890

6.376.270 5.487.183 6.376.270 5.487.183

PASSIVO TOTAL 8.897.302 7.184.366 11.934.623 10.923.314



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75

Demonstração do Resultado Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


NE nº

2006 2005 2006 2005RECEITA OPERACIONAL 29

Fornecimento de energia elétrica - - 5.500.122 5.275.883 Suprimento de energia elétrica - - 1.290.976 949.937 Disponibilidade da rede elétrica - - 283.773 267.996 Receita de telecomunicações - - 58.054 57.075 Distribuição de gás canalizado - - 227.081 181.382 Outras receitas operacionais - - 61.320 69.025

- - 7.421.326 6.801.298

DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL 30 - - (2.036.718) (1.962.594)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA - - 5.384.608 4.838.704

CUSTOS OPERACIONAIS 31

Energia elétrica comprada para revenda - - (1.439.744) (1.436.330) Encargos de uso da rede elétrica - - (534.780) (530.798) Pessoal - - (460.598) (323.367) Planos previdenciário e assistencial - - (53.805) (20.790) Material - - (54.677) (46.585) Matéria-prima e insumos para produção de energia - - 280.579 (62.070) Gás natural e insumos para operação de gás - - (177.702) (142.294) Serviços de terceiros - - (145.459) (96.374) Depreciação e amortização - - (353.047) (307.490) Tributos - - (1.726) (2.967) Recuperação de custos - - 35.210 30.362 Outros custos - - (55.460) (19.831)

- - (2.961.209) (2.958.534)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO - - 2.423.399 1.880.170

Despesas Operacionais 31

Despesas com vendas (5.408) - (83.368) (41.602) Despesas gerais e administrativas (18.976) (15.156) (319.808) (397.880) Outras despesas operacionais 170.773 (21.426) (416.830) (551.538)

146.389 (36.582) (820.006) (991.020)

RESULTADO DAS ATIVIDADES 146.389 (36.582) 1.603.393 889.150

RESULTADO FINANCEIRO 45 Receitas financeiras 45.221 15.199 729.203 396.279 Despesas financeiras (174.457) (119.792) (489.186) (566.847)

(129.236) (104.593) 240.017 (170.568)

RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS 46 1.317.590 635.163 (6.187) 9.065

LUCRO OPERACIONAL 1.334.743 493.988 1.837.223 727.647

RESULTADO NÃO OPERACIONAL 47 395 187 (22.977) (10.646)

LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 1.335.138 494.175 1.814.246 717.001

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 49

Imposto de renda e contribuição social (20.075) - (499.727) (250.267) Imposto de renda e contribuição social diferidos (72.383) 8.202 (57.951) 52.067

(92.458) 8.202 (557.678) (198.200)

LUCRO LÍQUIDO ANTES DAS PARTICIPAÇÕES DOS ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES 1.242.680 502.377 1.256.568 518.801

PART. DE ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES - - (13.888) (16.424)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 1.242.680 502.377 1.242.680 502.377

LUCRO LÍQUIDO POR LOTE DE MIL AÇÕES - R$ 4,5410 1,8358 4,5410 1,8358


Consolidado Companhia

�


76

Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


Reserva Capital Reservas Reserva de retenção Lucros social de capital legal de lucros acumulados Total

Saldos em 31 de dezembro de 2004 3.480.000 817.293 184.702 654.322 - 5.136.317

Ajuste de exercícios anteriores (NE nº 50) - - - - (28.516) (28.516) Lucro líquido do exercício - - - - 502.377 502.377 Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - 25.119 - (25.119) - Juros sobre o capital próprio - - - - (122.995) (122.995)Reserva para investimentos - - - 325.747 (325.747) -

Saldos em 31 de dezembro de 2005 3.480.000 817.293 209.821 980.069 - 5.487.183

Ajuste de exercícios anteriores (NE nº 50) - - - - (72.642) (72.642) Aumento de capital social 395.000 - - (395.000) - - Lucro líquido do exercício - - - - 1.242.680 1.242.680 Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - 58.502 - (58.502) - Juros sobre o capital próprio - - - - (123.000) (123.000)Dividendos - - - - (157.951) (157.951)Reserva para investimentos - - - 830.585 (830.585) -

Saldos em 31 de dezembro de 2006 3.875.000 817.293 268.323 1.415.654 - 6.376.270


�


77

Demonstração das Origens e Aplicações de Recursos Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


ORIGENS

2006 2005 2006 2005

Das operaçõesLucro líquido do exercício 1.242.680 502.377 1.242.680 502.377

Despesas (receitas) que não afetam o capital circulante líquido: Depreciação e amortização - - 372.395 328.906Variações monetárias de longo prazo - líquidas 30.415 16.890 (14.751) (38.942)Equivalência patrimonial (1.317.285) (634.791) 1.118 (13.501)Imposto de renda e contribuição social diferidos 82.245 (9.692) 123.079 (38.363)Provisões (reversões) no exigível a longo prazo (170.956) 17.187 (5.875) 216.321 Baixas de ativo regulatório - Pis/Pasep e Cofins - - 46.226 - Baixas de imobilizado - líquidas - - 14.721 18.284 Baixas de intangível, diferido e outros ativos não circulantes - líquidas - - 210 201 Amortização de ágio em investimentos - - 5.374 4.808 Participação de acionistas não controladores - - 13.888 16.424

(1.375.581) (610.406) 556.385 494.138

Dividendos recebidos de coligadas e controladas 967.063 239.041 13.730 4.576

Total das operações 834.162 131.012 1.812.795 1.001.091

De terceirosEmpréstimos e financiamentos - - 16.937 35.532 Debêntures 600.000 500.000 600.000 755.626 Fornecedores - repactuação Petrobrás (reclassificação do circulante) - - 157.443 - Coligadas e controladas 471.254 - - - Alienação de investimentos - - - 146 Participação financeira do consumidor - - 43.489 39.675Participação de acionistas não controladores - - 113.703 6.204Outras contas a pagar - - 8.960 - Realizáveis a longo prazo transferidos para o circulante:

Consumidores e revendedores - - 26.938 22.814 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - 34.440 31.772Impostos e contribuições sociais - - 9.107 1.518 Conta de compensação da "parcela A" - - 25.120 101.933 Ativo regulatório - Pis/ Pasep e Cofins - - 6.815 85.414 Coligadas e controladas 35.357 475 35.357 475 Outros créditos - - 5.383 2.305

1.106.611 500.475 1.083.692 1.083.414

TOTAL DAS ORIGENS 1.940.773 631.487 2.896.487 2.084.505

A NE nº 56 apresenta o detalhamento desta demonstração contábil.



�


78

Demonstração das Origens e Aplicações de Recursos Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


APLICAÇÕES

2006 2005 2006 2005

Na distribuição de dividendos 280.951 122.995 280.951 122.995

No imobilizado - - 567.778 660.606

No intangível - - 5.747 2.324

No realizável a longo prazoConsumidores e revendedores - - 25.109 11.255 Impostos e contribuições sociais - - 8.893 2.232Depósitos judiciais 9.768 - 30.778 19.826Conta de compensação da "parcela A" - - - 13.884 Ativo regulatório Pis/Pasep e Cofins - - 9.432 48.597 Coligadas e controladas - 49.407 - - Outros créditos - - 2.140 1.647

9.768 49.407 76.352 97.441

Nos investimentos(incluindo efeito da consolidação do imobilizado da UEG Araucária Ltda.) 604.743 43.997 534.546 2.707

No diferido - - 145 752

Passivos não circulantes transferidos para o circulante:Empréstimos e financiamentos 7.695 10.064 85.000 95.900Debêntures 700.525 - 720.087 - Fornecedores - - 112.590 64.321 Impostos e contribuições sociais - 36.196 - 50.353 Benefícios pós-emprego - - 127.478 131.644Conta de compensação da "parcela A" - - 44.657 28.767 Contingências judiciais e outras contas a pagar - - 6.355 2.281

708.220 46.260 1.096.167 373.266

No aumento do capital circulante líquido 337.091 368.828 334.801 824.414

TOTAL DAS APLICAÇÕES 1.940.773 631.487 2.896.487 2.084.505

Demonstração da variação do capital circulante líquido

Ativo circulante inicial (após ajustes de exercícios anteriores NE nº 25) 292.883 330.461 2.492.609 1.653.172Passivo circulante inicial (após ajustes de exercícios anteriores NE nº 25) 381.351 787.757 2.395.147 2.336.707Capital circulante líquido inicial (88.468) (457.296) 97.462 (683.535)

Ativo circulante final 1.417.284 292.883 3.013.633 2.470.243Passivo circulante final 1.168.661 381.351 2.581.370 2.329.364Capital circulante líquido final 248.623 (88.468) 432.263 140.879

Aumento do capital circulante líquido 337.091 368.828 334.801 824.414



A NE nº 56 apresenta o detalhamento desta demonstração contábil.

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79

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS


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

1 Contexto Operacional

A Companhia Paranaense de Energia - Copel (Copel, Companhia ou Controladora) é uma

sociedade por ações de capital aberto, as quais são negociadas nas bolsas de valores do Brasil,

dos Estados Unidos da América e da Espanha. É uma sociedade de economia mista, controlada

pelo Governo do Estado do Paraná, destinada, através de suas subsidiárias, a pesquisar, estudar,

planejar, construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização

de energia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, sendo essa atividade

regulamentada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, vinculada ao Ministério de Minas

e Energia. Adicionalmente, a Copel participa de consórcios ou companhias, em conjunto com

empresas privadas, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia, de

telecomunicações e de gás natural.

As subsidiárias da Copel são:

Copel Geração S.A. - Explora o serviço de geração de energia. Seu parque gerador é composto

por 18 usinas em operação,sendo 17 hidrelétricas e uma termelétrica, totalizando 4.549,6 MW de

capacidade instalada efetiva. Também possui em sua estrutura 11 subestações, das quais 10 são

automatizadas e teleoperadas, com potência instalada de transformador elevador de 5.004,1 MVA.

Detém, perante a Aneel, as seguintes concessões relacionadas no quadro a seguir:

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Usinas Rio Capacidade Data da Data deInstalada (MW) Concessão Vencimento

HidrelétricasGov. Bento Munhoz da Rocha Neto (Foz do Areia) Iguaçu 1.676,00 24.05.1973 23.05.2023Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) Iguaçu 1.260,00 14.11.1979 15.11.2009Gov. José Richa (Caxias) Iguaçu 1.240,00 02.05.1980 04.05.2010Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza Capivari-Cachoeira 260,00 23.04.1965 07.07.2015Guaricana Arraial 36,00 13.08.1976 15.08.2026Chaminé São João 18,00 13.08.1976 15.08.2026Apucaraninha Apucaraninha 10,00 13.10.1975 13.10.2025Mourão Mourão 8,20 20.01.1964 07.07.2015Derivação do Rio Jordão Jordão 6,50 14.11.1979 15.11.2009Marumbi(1) Ipiranga 4,80 - -

São Jorge Pitangui/Tibagi 2,30 04.12.1974 04.12.2024Chopim I Chopim 1,98 20.03.1964 07.07.2015Rio dos Patos Rio dos Patos/Ivaí 1,72 14.02.1984 14.02.2014Cavernoso Cavernoso/Iguaçu 1,30 07.01.1981 07.01.2011Salto do Vau(2) Palmital 0,94 27.01.1954 -

Pitangui(2) Pitangui 0,87 05.12.1954 -

Melissa(2) Melissa 1,00 08.10.1993 -

TermelétricaFigueira 20,00 21.03.1969 26.03.2019(1) Em homologação na ANEEL.(2) Usinas com capacidade inferior a 1 MW é efetuado apenas registro na ANEEL.

A prorrogação da concessão das usinas de Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo),

Governador José Richa (Caxias) e Derivação do Rio Jordão, já foram solicitadas à Aneel.

Copel Transmissão S.A. - Tem como principal atribuição prover os serviços de transporte e

transformação de energia elétrica produzida pela Companhia. É responsável pela construção,

operação e manutenção de subestações, bem como das linhas destinadas à transmissão de

energia. A Concessionária também opera parte do Sistema Interligado Nacional - SIN, localizado

na região sul do País, para o Operador Nacional do Sistema - ONS. Conta com 129 subestações

com tensões iguais ou superiores a 69 kV e 7.210,4 km de linhas de transmissão.

Copel Distribuição S.A. - Explora a distribuição e a comercialização de energia em qualquer de

suas formas, principalmente a elétrica, proveniente de combustíveis e de matérias-primas

energéticas. Distribui energia elétrica a 1.111 localidades, pertencentes aos 392 dos 399

municípios no Estado do Paraná, e também ao município de Porto União, no Estado de Santa

Catarina.

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81

Copel Telecomunicações S.A. - Tem como principais atividades a prestação de serviços de

telecomunicações e de comunicações em geral, e a elaboração de estudos, projetos e

planejamentos na área de telecomunicações, bem como em atividades correlatas sob todas as

formas legalmente permitidas, sendo sua exploração por prazo indeterminado, sem caráter de

exclusividade, em níveis nacional e internacional, e tendo como área de prestação de serviço o

Estado do Paraná e a Região II do Plano Geral de Outorgas conforme ato nº 31.337, da Agência

Nacional de Telecomunicações - Anatel, vinculada ao Ministério das Comunicações.

Copel Participações S.A. - Por meio dessa subsidiária integral, é possível à Copel participar

acionariamente de outras sociedades ou consórcios em diversas áreas de atuação. A Copel tem

participação em cinco empresas de geração, na modalidade de produtor independente de energia

elétrica, organizadas na forma de Sociedade de Propósito Específico - SPE, com potência

instalada total de 887,4 MW, estando todas em operação atualmente. Participa também nos

setores de saneamento, gás, telecomunicações e serviços. Em 04.08.2006, entrou em operação

comercial o segundo grupo gerador da UHE Fundão (Complexo Energético Fundão - Santa Clara)

completando 120,1 MW de potência instalada. A UHE Santa Clara, outra usina do complexo,

também de 120,2 MW, está operando integralmente desde setembro de 2005.

As companhias controladas pela Copel Participações são:

Companhia Paranaense de Gás – Compagas - A Companhia Paranaense de Gás - Compagas é

uma sociedade de economia mista que tem como atividade principal a exploração do serviço

público de fornecimento de gás natural canalizado, através de sua rede de distribuição de 459 km,

implantada nos municípios paranaenses de Araucária, Curitiba, Campo Largo, Balsa Nova,

Palmeira, Ponta Grossa e São José dos Pinhais. Ao final de 2006, a Compagas atendia a 1.904

unidades consumidoras, sendo 94 industriais, 24 postos de Gás Natural Veicular - GNV, 116

estabelecimentos comerciais, 1.666 residências, 2 empresas com co-geração, 1 empresa que

utiliza o gás natural como matéria-prima e a Usina Termelétrica a Gás Natural de Araucária.

Elejor – Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - É uma Sociedade de Propósito Específico

(SPE), em que a Copel Participações detém 70% do capital social votante. Foi constituída para

implantar e explorar o Complexo Energético Fundão Santa Clara no Rio Jordão, na sub bacia do

Rio Iguaçu, no Estado do Paraná, a qual inclui a Usina Santa Clara e a Usina Fundão. Tais usinas

têm capacidade instalada de 240,3 MW (além de PCH incorporada à estrutura da barragem de

Santa Clara, com capacidade instalada de 3,6 MW, e de Fundão, com capacidade instalada de

2,4 MW). A concessão foi outorgada em 23.10.2001, por 35 anos, prorrogável a pedido da

interessada e a critério da Aneel.

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82

Copel Empreendimentos Ltda - É uma sociedade limitada que tem por objeto principal a

prestação de serviços de planejamento, coordenação e organização de empresas que visem à

produção de energia elétrica, transporte e comercialização de atividades de gerenciamento,

implantação, operação e manutenção de usinas produtoras de energia elétrica, e participar de

outras sociedades como acionista ou sócia quotista. Em 31.05.2006, a Copel Participações,

adquiriu a El Paso Empreendimentos e Participações Ltda., holding da UEG Araucária Ltda., da

qual possui 60% do capital social, alterando sua denominação social para Copel Empreendimentos

Ltda.

UEG Araucária Ltda - Sociedade limitada que tem por objeto social a utilização do gás natural

para transformação deste insumo em energia elétrica e a conseqüente comercialização. A

termelétrica tem capacidade instalada de 484,5 MW. A autorização para se estabelecer como

produtor independente de energia elétrica foi emitida pela Aneel em 22.12.1999, por 30 anos,

prazo prorrogável a pedido da interessada e a critério da Aneel.

2 Apresentação das Demonstrações Contábeis

As demonstrações contábeis estão sendo apresentadas em conformidade com as disposições da

Lei das Sociedades por Ações, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil,

estabelecidas pelo Instituto dos Auditores Independentes do Brasil – Ibracon e pelo Conselho

Federal de Contabilidade – CFC, conjugadas com a legislação específica da Aneel e

regulamentações da Comissão de Valores Mobiliários – CVM. Essas demonstrações contábeis

incorporam as alterações trazidas pelos seguintes normativos contábeis: (i) Normas e

Procedimentos de Contabilidade 27 (NPC 27) – Apresentação e Divulgações, emitido pelo Instituto

dos Auditores Independentes do Brasil - Ibracon, em 03.10.2005, aprovada pela Deliberação CVM

nº 488, naquela mesma data; e (ii) Normas e Procedimentos de Contabilidade 22 (NPC 22) -

Provisões, Passivos, Contingências Passivas e Contingências Ativas, emitido pelo Ibracon, em

03.10.2005, aprovada pela Deliberação CVM nº 489, naquela mesma data. Nas demonstrações

contábeis referentes ao exercício findo em 31.12.2005, apresentadas para fins de comparação,

foram efetuadas determinadas reclassificações para adequá-las às Deliberações mencionadas, e

permitir aos usuários a comparabilidade com o exercício corrente. As principais alterações

resultantes da aplicação dessas Deliberações foram as seguintes:

a) Apresentação do grupo “Não circulante” no ativo e no passivo;

b) Apresentação da conta “Intangível”, classificada no grupo “Não circulante”; e

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83

c) Reclassificação dos depósitos judiciais, anteriormente classificados no ativo, para o passivo,

como redutor da conta “provisão para contingências”, nas situações onde for aplicável.

Informações adicionais estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros suplementares

em atendimento às instruções contidas no Ofício Circular SFF/Aneel nº 2.396/2006, de 28.12.2006

e Ofício Circular CVM/SNC/SEP nº 01/2007, de 14.02.2007.

As principais reclassificações realizadas pela Companhia nas demonstrações contábeis de

31.12.2005 estão relacionadas a seguir:

. ConsolidadoDe Para Valor

AC Outros créditos AC Consumidores e revendedores 157

RLP Depósitos judiciais ELP Provisões para contingências (a) 15.692

PC Fornecedores PC Pesquisa desenv. e eficiência energética 307

PC Taxas regulamentares PC Impostos, taxas e contribuições 15

DRE Outras receitas operacionais DRE Recuperação de custos (b) 14.832

DRE Planos previdenciário e assistencial DRE Despesas financeiras (c) 69.550

DRE Outras despesas operacionias DRE Serviços de terceiros 8

DRE Taxas regulamentares DRE Tributos 175

DRE Resultado de participações societárias DRE Despesas financeiras (d) 22.533

AC = Ativo circulante PC = Passivo circulante

RLP = Ativo realizável a longo prazo ELP = Exigível a longo prazo

DRE = Demonstração do resultado

a) Deliberação CVM nº 489, de 03.10.2005.

b) Subvenção da conta de consumo de combustível – CCC (Despacho Aneel nº 657/2006).

c) Juros e variações monetárias sobre contrato de financiamento relativo ao Plano Previdenciário

III.

d) Cofins e Pis/Pasep sobre juros sobre capital próprio.

As controladas seguem práticas contábeis adotadas pela Copel.

3 Demonstrações Contábeis Consolidadas

As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas em conformidade com a

Instrução CVM nº 247/1996 e deliberações posteriores, e contemplam a Controladora, as

subsidiárias integrais (Copel Geração S.A., Copel Transmissão S.A., Copel Distribuição S.A., Copel

Telecomunicações S.A. e Copel Participações S.A.) e as sociedades controladas indiretas

(Companhia Paranaense de Gás – Compagas, Elejor – Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.,

Copel Empreendimentos Ltda. e UEG Araucária Ltda.).

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84

Em cumprimento às disposições legais pertinentes, a consolidação das participações societárias

contempla, a partir de 1º.06.2006, a inclusão das demonstrações contábeis da Copel

Empreendimentos Ltda. e da UEG Araucária Ltda.

Os balanços patrimoniais e as demonstrações de resultado das empresas constantes da

consolidação são apresentados na NE nº 54, reclassificados para fins de padronização ao plano de

contas adotado pela Copel.

Na consolidação, foram eliminados os investimentos da Companhia com o patrimônio líquido das

controladas, bem como os saldos de ativos, passivos, receitas, custos e despesas decorrentes de

operações entre as companhias, tendo sido destacada a participação dos acionistas minoritários,

de forma que as demonstrações contábeis consolidadas representem efetivamente os saldos de

transações com terceiros.

4 Principais Práticas Contábeis

a) Práticas Contábeis Gerais

1) Aplicações financeiras

Estão demonstradas ao custo, acrescido dos rendimentos auferidos até a data dos balanços.

2) Consumidores e revendedores

Englobam o fornecimento e o suprimento de energia faturada, a estimativa de energia fornecida

não faturada até o encerramento do balanço e o fornecimento de gás natural, contabilizados com

base no regime de competência.

3) Materiais em estoque (inclusive do ativo imobilizado)

Os materiais no almoxarifado, classificados no ativo circulante, estão registrados pelo custo médio

de aquisição; aqueles destinados a investimentos, classificados no ativo imobilizado, pelo custo de

aquisição (os bens de massa, como postes e cabos elétricos, são registrados pelo custo médio).

Os valores contabilizados não excedem seus custos de reposição ou valores de realização.

4) Investimentos

As participações societárias permanentes em controladas e coligadas estão registradas pelo

método da equivalência patrimonial. Os outros investimentos estão registrados pelo custo de

aquisição, líquidos de provisão para perda, quando aplicável.

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85

5) Diferido

O diferido é representado por gastos pré-operacionais, financeiros e com projetos de viabilidade,

deduzidos da amortização, a qual é calculada pelo método linear às taxas que levam em

consideração a vida útil dos ativos.

6) Empréstimos, financiamentos e debêntures

Os empréstimos, financiamentos e debêntures são atualizados pelas variações monetárias e

cambiais incorridas até a data do balanço, incluindo juros e demais encargos previstos

contratualmente.

7) Imposto de renda e contribuição social diferidos

São calculados com base nas alíquotas efetivas de imposto de renda e de contribuição social,

reconhecido o diferimento em função das diferenças intertemporais e prejuízos fiscais.

8) Planos previdenciário e assistencial

Os custos associados aos planos previdenciário e assistencial junto à Fundação Copel são

reconhecidos em conformidade com a Deliberação CVM nº 371, de 13.12.2000.

9) Provisões para contingências

Estão registradas até a data do balanço pelo montante provável de perda, observada a natureza de

cada contingência. Os fundamentos e a natureza das provisões estão descritos na NE nº 27.

10) Outros direitos e obrigações

Demais ativos e passivos, quando legal ou contratualmente exigidos, estão atualizados até a data

do balanço.

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86

11) Uso de estimativas

A preparação de demonstrações contábeis de acordo com os princípios de contabilidade adotados

no Brasil requer que a Administração da Companhia faça estimativas e adote premissas que, de

fato, afetem os valores reportados de ativos e passivos, a divulgação de ativos e passivos

contingentes na data do balanço patrimonial e os valores reportados de receitas e despesas. Os

resultados concretos desses fatos podem divergir dessas estimativas. As principais estimativas

relacionadas às demonstrações contábeis referem-se ao registro dos efeitos decorrentes da

provisão para créditos de liquidação duvidosa, vida útil do imobilizado, provisão para contingências,

imposto de renda, premissas de plano de aposentadoria e benefícios pós-emprego, fornecimento

de energia não faturada e transações envolvendo a compra e venda de energia na Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, que são reconhecidas com base nas estimativas,

sendo que o faturamento e liquidação final estão sujeitos a revisão dos participantes da CCEE.

12) Apuração do resultado

As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

13) Lucro líquido por ação

O lucro líquido por ação é determinado com base na quantidade de ações do capital social

integralizado em circulação na data do balanço.

14) Operação de "hedge" de moeda

As perdas e ganhos líquidos não realizados relacionados à operação de “hedge” de moeda,

apurados com base nas taxas pactuadas, são reconhecidos, em atendimento ao regime de

competência de exercícios, e contabilizados como receitas ou despesas financeiras.

Os contratos de derivativos da Companhia são firmados com instituições financeiras de grande

porte e que apresentam grande experiência com instrumentos financeiros desta natureza. A

Companhia não tem contratos derivativos com fins comerciais e especulativos.

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87

b) Práticas Contábeis Regulatórias – Específicas do Setor Elétrico

1) Diferimentos de custos do setor

A estrutura de definição das tarifas no Brasil está projetada para fornecer a recuperação dos custos

permitidos da Companhia. Dessa forma, e seguindo orientação da Aneel, a Companhia contabiliza

as variações de custos permitidos como ativos e passivos regulatórios diferidos, quando existe

uma expectativa provável de que a receita futura equivalente aos custos incorridos será faturada e

cobrada como resultado direto da inclusão dos custos em uma tarifa ajustada, definida pela

agência reguladora. O ativo e passivo regulatório diferido será realizado quando o poder

concedente autorizar sua inclusão na base tarifária da Companhia.

2) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD

A PCLD está reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as

perdas na realização de contas a receber de consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação

é considerada improvável.

É constituída com base nos valores a receber dos consumidores da classe residencial vencidos há

mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e das classes industrial, rural,

poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos vencidos há mais de 360 dias, conforme

definido no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica. Engloba os recebíveis

faturados, até o encerramento do balanço, contabilizados com base no regime de competência.

3) Imobilizado

Registrado ao custo de aquisição ou construção. A depreciação é calculada pelo método linear,

tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC,

conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de 30.11.1994, complementada pela Resolução

Aneel nº 015, de 24.12.1997. As taxas anuais de depreciação estão determinadas nas tabelas

anexas à Resolução Aneel nº 44, de 17.03.1999, apresentadas na NE nº 18.

Os gastos de administração central são apropriados, mensalmente, às imobilizações em bases

proporcionais. A alocação dos dispêndios diretos com pessoal mais serviços de terceiros é prevista

no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

Em atendimento à Instrução Contábil nº 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de

Energia Elétrica, as obrigações especiais vinculadas à concessão, registradas nos livros em

subgrupo específico no passivo exigível a longo prazo, estão apresentadas como conta redutora do

ativo imobilizado.

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88

Os encargos financeiros, os juros e atualizações monetárias incorridos, relativos a financiamentos

obtidos de terceiros vinculados ao imobilizado em andamento, são apropriados às imobilizações

em curso durante o período de construção.

4) Intangível

Registrado ao custo de aquisição ou desenvolvimento. A amortização, quando for o caso, é

calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas

respectivas Unidades de Cadastro – UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de

30.11.1994, complementada pela Resolução Aneel nº 015, de 24.12.1997. As taxas anuais de

amortização estão determinadas nas tabelas anexas à Resolução Aneel nº 44, de 17.03.1999.

5) Receita Não Faturada

Corresponde à receita de fornecimento de energia elétrica, entregue e não faturada ao consumidor,

e à receita de utilização da rede de distribuição não faturada, calculada em base estimada,

referente ao período após a medição mensal e até o último dia do mês.

6) Operações de Compra e Venda de Energia Elétrica na Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica - CCEE

Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE estão reconhecidos pelo

regime de competência de acordo com informações divulgadas por aquela entidade ou por

estimativa da administração da Companhia, quando essas informações não estão disponíveis

tempestivamente.

5 Disponibilidades

.

2006 2005 2006 2005

Caixa e bancos 185 208 67.299 85.793 Aplicações financeiras

Bancos federais 584.457 15.323 1.417.538 914.634 Bancos privados 60 52 19.167 131.339

584.517 15.375 1.436.705 1.045.973

584.702 15.583 1.504.004 1.131.766


As aplicações financeiras da Companhia e de suas controladas, em sua maioria, foram realizadas

em instituições financeiras oficiais, prevalecendo os papéis de renda fixa (títulos públicos federais),

com remuneração média de 100% do Certificado de Depósito Interbancário – CDI.

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6 Consumidores e Revendedores

Saldos Vencidos Venc. há mais Total vincendos até 90 dias de 90 dias

2006 2005Consumidores

Residencial 81.791 69.971 3.078 154.840 155.429 Industrial 81.877 22.848 45.313 150.038 132.088 Comercial 57.635 25.226 5.605 88.466 78.334 Rural 11.079 5.757 396 17.232 16.744 Poder público 14.160 15.530 20.968 50.658 54.400 Iluminação pública 11.565 1.005 461 13.031 14.854 Serviço público 11.014 732 230 11.976 11.356 Não faturados 156.649 - - 156.649 135.157 Parcelamento de débitos vencidos 52.253 7.954 9.302 69.509 64.659 Parcelamento de débitos vencidos - NC 79.456 - - 79.456 73.091 Tarifa social baixa renda (a) 30.434 - - 30.434 12.783 Encargos moratórios s/ faturas de energia 608 5.086 4.665 10.359 12.203 Governo do Paraná - luz fraterna 2.345 7.822 47.412 57.579 27.352 Aluguel de equip. e estruturas 523 277 349 1.149 31.207 Red. tarifa uso sist. distribuição (b) 1.306 - - 1.306 - Red. tarifa uso sist. distribuição - NC (b) 1.306 - - 1.306 - Red. tarifa irrigação e aqüicultura (c) 179 - - 179 - Red. tarifa irrigação e aqüicultura - NC (c) 179 - - 179 - Fornecimento de gás 15.992 528 1.473 17.993 13.538 Outros créditos 20.143 1.942 3.013 25.098 23.932 Outros créditos - NC 107 - - 107 3

630.601 164.678 142.265 937.544 857.130 Revendedores

Suprimento de energia elétricaSuprimento - CCEE (NE nº 48) 29.402 119 - 29.521 11.018 Leilão de energia 76.765 - - 76.765 50.415 Contratos bilaterais 52.099 47 - 52.146 36.862 Ressarcimento de geradores (d) 10.854 - - 10.854 13.332 Ressarcimento de geradores - NC (d) 27.109 - - 27.109 31.389 Contratos com pequenas concessionárias 4.591 - - 4.591 4.429 Suprimento curto prazo - - 138 138 40 Contratos iniciais - - - - 5.091

200.820 166 138 201.124 152.576 Sistema de transmissãoRede elétrica 12.888 92 4.447 17.427 24.765 Rede básica 17.064 85 161 17.310 15.631 Rede de conexão 19 - - 19 115

29.971 177 4.608 34.756 40.511

861.392 165.021 147.011 1.173.424 1.050.217

2006 Circulante 753.235 165.021 147.011 1.065.267

Não Circulante - NC 108.157 - - 108.157

2005 Circulante 634.365 170.474 140.895 945.734

Não Circulante - NC 104.483 - - 104.483

Consolidado

�


90

a) Tarifa social baixa renda

O Governo Federal, através da Lei nº 10.438, de 26.04.2002, estabeleceu a isenção do rateio dos

custos de capacidade de geração ou de potência para os consumidores integrantes da subclasse

residencial baixa renda. Esse benefício tarifário ocasionou significativo impacto na receita

operacional da Companhia.

As Resoluções Aneel nºs 246, de 30.04.2002, e 485, de 29.08.2002, estabeleceram as condições

para o enquadramento de consumidores na subclasse residencial baixa renda: a primeira para

consumidores com consumo mensal inferior a 80 kWh, e a segunda para os de consumo mensal

entre 80 e 220 kWh.

O Decreto Presidencial nº 4.336, de 15.08.2002, autorizou a Eletrobrás a utilizar recursos da

Reserva Global de Reversão - RGR para financiamento às concessionárias como compensação

pela redução de receita ocorrida pela aplicação da tarifa social aos consumidores de baixa renda.

Através da Resolução nº 491, de 30.08.2002, a Aneel divulgou os procedimentos, condições e

prazos para homologação dos valores que serviram de base para a contratação dos

financiamentos junto à Eletrobrás.

A Companhia iniciou, a partir de setembro de 2002, o faturamento do fornecimento de energia

elétrica aplicando a tarifa social com base nos novos critérios de enquadramento das unidades

consumidoras de baixa renda.

Em 17.12.2002, a Lei nº 10.604 modificou a forma de compensação às concessionárias,

autorizando a concessão de subvenção econômica, visando contribuir para a modicidade da tarifa

social. Essa subvenção tem como fonte de recursos o adicional de dividendos da Eletrobrás para a

União, associado à comercialização de energia elétrica pelas geradoras federais nos leilões de

energia, e recursos advindos da RGR.

A Resolução nº 41, de 31.01.2003, estabeleceu a metodologia para cálculo da diferença de receita

das concessionárias. Esta Resolução foi seguida pela Resolução nº 116, de 19.03.2003, que

definiu os procedimentos para solicitação e homologação dos recursos da subvenção econômica.

Finalmente, em 25.10.2004, a Aneel divulgou a Resolução Normativa nº 89, estabelecendo nova

metodologia para o cálculo de subvenção econômica a ser concedida às concessionárias, para

compensar os efeitos da política tarifária aplicável aos consumidores de baixa renda.

Em dezembro de 2006, 784.477 consumidores foram beneficiados pela tarifa social, representando

29,7% do total de 2.637.502 consumidores residenciais.

�


91

b) Redução da tarifa de uso dos sistemas de distribuição

A Resolução Normativa n° 77, de 18.08.2004, em seu artigo 7°, configura o direito da

concessionária de distribuição de compensar o valor correspondente à redução percentual da

Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição - Tusd, no primeiro reajuste ou revisão tarifária após a

correspondente apuração. A referida redução é concedida para os geradores incentivados e para

os consumidores especiais, quando atendidos por tais geradores.

No período de junho a dezembro de 2006, o desconto concedido foi de R$ 2.612. Este desconto,

adicionado ao desconto que ainda será concedido no período de janeiro a maio de 2007, serão

repassados às tarifas finais no reajuste tarifário de 2007.

c) Redução da tarifa de irrigação e aqüicultura

A Resolução n° 540, de 01.10.2002, regulamentou o artigo 25 da Lei nº 10.438, de 26.04.2002, que

estendeu os descontos especiais nas tarifas de energia elétrica de irrigantes ao consumo verificado

no horário compreendido entre 21h30 e 6h do dia seguinte.

A Resolução Normativa n° 207, de 09.01.2006, que estabelece os procedimentos para aplicação

de descontos especiais na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das

atividades de irrigação e na aqüicultura, dispôs no artigo 6° que o valor financeiro resultante dos

descontos estabelecidos nesta Resolução configura direito da concessionária a ser compensado

no primeiro reajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração.

Em 31.12.2006, o desconto concedido totaliza R$ 358, o qual, adicionado ao desconto que será

concedido no período de janeiro a maio de 2007, será repassado às tarifas finais no reajuste

tarifário de 2007.

d) Direito de ressarcimento de geradores

O direito de ressarcimento de geradores refere-se aos valores de energia livre, vendida no âmbito

do MAE, durante a vigência do programa emergencial do consumo de energia elétrica, no período

de 01.06.2001 a 28.02.2002, e que não estava prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e nos

contratos bilaterais. A homologação do montante de energia a ser comercializada foi formalizada

pela Resolução Aneel nº 483, de 29.08.2002.

Para compensar parte das perdas do racionamento para as empresas, a Aneel implantou a

Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, através da Resolução nº 36, de 29.01.2003, alterada

pela Resolução nº 89, de 25.02.2003. Tal medida estabelece procedimentos para a recuperação e

repasse aos geradores, a partir de fevereiro de 2003, dos valores de energia livre, calculados com

aplicação de percentual sobre a arrecadação da RTE.

�


92

Em 12.01.2004, a Aneel editou a Resolução nº 001, homologando novo valor da energia livre

relativa ao período de 01.06.2001 a 28.02.2002. Por meio da Resolução nº 45, de 03.03.2004,

aquela Agência atualizou o percentual da RTE referente à energia livre e o percentual referente a

cada agente.

Em 2005, através do Ofício Circular nº 74, de 23.01.2006, a Aneel orientou as concessionárias a

atualizarem os valores a receber, aplicando a taxa Selic retroativamente a janeiro de 2003

(NE nº 45).

A Aneel, em seu Ofício Circular nº 2.396/2006-SFF/Aneel, de 28.12.2006, determinou que as

geradoras, amparadas por estudo elaborado por suas administrações, constituíssem provisões

para eventuais perdas. Em 2006, foi acrescentado ao saldo das provisões para crédito de

liquidação duvidosa – PCLD (NE nº 7) o montante de R$ 11.817, referentes aos valores com baixa

expectativa de recuperação das distribuidoras, utilizando-se os seguintes critérios:

1) Valores relativos às distribuidoras cujo prazo definido pelas resoluções da Aneel tenha

expirado em 2006;

2) Valores relativos às distribuidoras cujo prazo definido pelas resoluções da Aneel expire

durante o exercício de 2007, subtraindo-se a expectativa de recebimento para o mesmo

período, com base na média dos valores repassados nos últimos 12 meses.

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93

Em atendimento ao Ofício Circular nº 2218/2005-SFF/Aneel, os saldos referentes ao ressarcimento

de geradores estão detalhados a seguir:

.Ressarcimento de geradoresDistribuidoras 2006 2005

Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig 6.571 7.274Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo - Eletropaulo 4.595 5.775LIGHT - Serviços de Eletricidade S. A. 4.735 5.207Centrais Elétricas do Norte do Brasil S. A. - Eletronorte 4.639 4.030Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL 3.223 3.774Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba 1.885 2.233Empresa Bandeirante de Energia S. A. - EBE 1.616 1.850Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - Cerj 1.669 1.844Companhia Energética de Pernambuco - Celpe 1.281 1.635Espírito Santo Centrais Elétricas S. A. - Escelsa 1.292 1.396Companhia Energética do Ceará - Coelce 1.203 1.367Companhia Piratininga de Força e Luz 1.033 1.448Elektro Eletricidade e Serviços - Elektro 344 1.052Companhia Energética de Brasília - CEB 695 747Companhia Energética do Rio Grande do Norte - Cosern 731 743Centrais Elétricas do Pará S. A. - Celpa 415 586Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 94 557Companhia Energética de Goiás - Celg - 361Outras 1.942 2.842

37.963 44.721

Circulante 10.854 13.332

Não circulante 27.109 31.389

7 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa

A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com as normas contidas

no Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da Aneel e no plano de contas

instituído pela Agência Nacional do Petróleo - ANP, para o serviço público de fornecimento de gás.

Após criteriosa análise das contas a receber vencidas, a Administração da Companhia considerou

os seguintes valores como sendo suficientes para cobrir eventuais perdas na realização dos

créditos a receber:

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94

. Adições / Consolidado (reversões) Baixas

2005 2006Consumidores e revendedores

Residencial 15.254 13.946 (14.117) 15.083 Industrial 11.905 30.598 (2.783) 39.720 Comercial 28.284 (17.151) (4.533) 6.600 Rural 25 492 (517) - Poder público 22.214 19.355 (3.847) 37.722 Iluminação pública 135 (18) - 117 Serviço público 31 (13) (11) 7 Concessionárias e permissionárias 760 11.252 - 12.012 Fornecimento de gás 465 - - 465

79.073 58.461 (25.808) 111.726

Consolidado

8 Serviços Executados para Terceiros, Líquidos

Saldos Vencidos Vencidos há Total vincendos até 90 dias mais de 90 dias

2006 2005Serviços de telecomunicações 425 6.295 6.633 13.353 6.341 Serviços executados para terceiros 279 33 1.083 1.395 3.307 Prov. para créd. liquidação duvidosa - - (1.349) (1.349) (2.299)

704 6.328 6.367 13.399 7.349

Consolidado

Do montante de saldos vencidos referentes a serviços de telecomunicações, R$ 12.000 referem-se

a serviços prestados à Secretaria de Estado da Educação, que estão em fase de renegociação.

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95

9 Dividendos a Receber

.

2006 2005 2006 2005Dividendos a receber

Coligadas e controladas (NE nº 16)Copel Geração S.A. 586.911 - - - Copel Participações S.A. 2.893 - - - Dominó Holdings S.A. - - 1.975 2.637 Sercomtel S.A. - Telecomunicações - - - 942 Sercomtel Celular S.A. - - - - Tradener Ltda. - - - 64

589.804 - 1.975 3.643 Juros s/ capital próprio

Copel Geração S.A. 57.507 75.471 - - Copel Transmissão S.A. 60.014 69.217 - - Copel Distribuição S.A. 52.913 - - - Copel Telecomunicações S.A. - 916 - - Copel Participações S.A. - 61.526 - -

170.434 207.130 - -

760.238 207.130 1.975 3.643 Outros investimentosEletrosul 44 22 44 22

44 22 44 22

760.282 207.152 2.019 3.665


10 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

Mediante contrato firmado em 04.08.1994 e termo aditivo de dezembro de 1995, o saldo

remanescente da Conta de Resultados a Compensar - CRC foi negociado com o Governo do

Estado do Paraná para ser ressarcido em 240 meses, atualizado pela variação do Índice Geral de

Preços - Disponibilidade Interna - IGP-DI, e juros de 6,65% ao ano. Em 1º.10.1997, houve

renegociação do saldo para pagamento nos 330 meses seguintes pelo sistema price de

amortização, com vencimento da primeira parcela em 30.10.1997 e da última em 30.03.2025,

mantidas as cláusulas de atualização e juros do contrato original.

Através do quarto termo aditivo assinado em 21.01.2005, a Companhia renegociou com o Governo

do Estado do Paraná o saldo em 31.12.2004 da Conta de Resultados a Compensar - CRC, no

montante de R$ 1.197.404, em 244 prestações recalculadas pelo sistema price de amortização,

com vencimento da primeira parcela em 30.01.2005 e as demais com vencimentos subseqüentes e

consecutivos.

�


96

No valor renegociado, além das parcelas vincendas, estão incluídos o saldo da parcela vencida em

fevereiro de 2003 e as parcelas vencidas de março de 2003 a dezembro de 2004, corrigidos pelo

IGP-DI e acrescidos de juros de 1% a.m. As demais cláusulas do contrato original foram mantidas.

O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme

estabelecido no quarto termo aditivo. As amortizações são garantidas com recursos oriundos de

dividendos.

A mutação no exercício de 2006 da conta Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná é a

seguinte:

Ativo Ativo Total Saldos circulante não circulante Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 29.459 1.167.945 1.197.404 Encargos 76.443 - 76.443 Variação monetária 31 14.291 14.322 Transferências 31.772 (31.772) - Amortizações (105.902) - (105.902)

Em 31 de dezembro de 2005 31.803 1.150.464 1.182.267 Encargos - NE nº 45 75.397 - 75.397 Variação monetária - NE nº 45 765 42.874 43.639 Transferências 34.440 (34.440) - Amortizações (107.200) - (107.200)

Em 31 de dezembro de 2006 35.205 1.158.898 1.194.103

�


97

11 Impostos e Contribuições Sociais

.

2006 2005 2006 2005Ativo circulante

IRPJ/CSLL a compensar (a) 65.911 64.737 116.736 92.510 IRPJ/CSLL diferidos (b) 6.387 - 106.145 25.676 ICMS a recuperar - - 11.166 12.526 Outros tributos a compensar - - 1.037 326

72.298 64.737 235.084 131.038 Ativo não circulante

IRPJ/CSLL a compensar (a) 4.525 7.999 4.525 7.999 IRPJ/CSLL diferidos (b) 56.576 135.347 337.654 478.885 ICMS a recuperar - - 28.781 29.081 ICMS liminar para depósito judicial - - 11.501 10.531 PIS/Pasep e Cofins a recolher - - 20.361 - Provisão p/ perda na realização de tributos - - (20.361) - PIS/Pasep e Cofins s/ ICMS liminar p/ dep. judicial - - 67 10

61.101 143.346 382.528 526.506 Passivo circulante

IRPJ/CSLL diferidos (b) - - 33.671 54.916 Imposto de renda retido na fonte - IRRF 676 101 1.440 376 IRRF sobre juros sobre capital próprio 4.130 12.974 27.547 42.654 ICMS a recolher - 27.523 116.032 157.129 PIS/Pasep e Cofins a recolher 14.443 18.302 81.345 54.106 Parcelamento Refis (c) 48.254 71.023 48.254 71.023 Outros tributos 216 222 2.796 1.776

67.719 130.145 311.085 381.980 Passivo não circulante

IRPJ/CSLL diferidos (b) - - 12.515 26.694 ICMS liminar para depósito judicial - - 11.501 10.531 PIS/Pasep e Cofins s/ ICMS liminar p/ dep. judicial - - 67 10

- - 24.083 37.235


a) Imposto de renda e contribuição social a compensar

Os valores registrados como imposto de renda e contribuição social a compensar referem-se,

principalmente, a valores retidos na fonte, e recolhimento sob o regime de estimativa durante o

período.

b) Imposto de renda e contribuição social diferidos

A Companhia contabiliza imposto de renda diferido calculado à alíquota de 15%, mais o adicional

de 10%, sendo a contribuição social calculada à alíquota de 9%.

�


98

Os tributos diferidos sobre déficit previdenciário estão sendo realizados em conformidade com o

plano de amortização da respectiva dívida e a provisão para convênio assistencial na medida em

que ocorrem os pagamentos dos benefícios pós-emprego. Os tributos diferidos sobre as demais

provisões serão realizados em função das decisões judiciais e das realizações dos ativos

regulatórios.

Pela legislação tributária em vigor, o prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são

compensáveis com lucros futuros tributáveis, até o limite de 30% do lucro tributável, não estando

sujeitos a prazo prescricional.

Os créditos fiscais estão contabilizados conforme demonstração a seguir:

.


Déficit previdenciário - plano III - - 6.441 6.091 Planos previd. e assistencial - delib. CVM 371 - - 3.879 4.150 Prejuízo fiscal 6.387 - 8.269 745 CVA passiva - - 33.832 - Adições temporárias - - 53.724 14.690

6.387 - 106.145 25.676 Ativo não circulante

Déficit previdenciário - plano III - - 103.517 109.973 Planos previd. e assistencial - delib. CVM 371 - - 50.165 53.082 Prejuízo fiscal e base de cálculo negativa 6.035 20.859 17.769 79.677 Adições temporárias: - - - -

Provisões para contingências (trabalhistas, tributárias e judiciais) 28.262 86.307 84.432 162.623 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 1.839 - 52.678 32.133 Provisão Refis/Finan 20.440 28.181 20.440 28.181 Provisão pesq. e desenv. e eficiência energética - - 7.929 - Provisões do passivo regulatório - - 708 2.277 Outros - - 16 10.939

56.576 135.347 337.654 478.885 Passivo circulante

CVA ativa - - 27.281 37.696 Energia excedente - - 505 - Exclusões temporárias - - 5.885 17.220

- - 33.671 54.916 Passivo não circulante

CVA ativa - - 3.053 2.910 Energia excedente - - 505 - Exclusões temporárias - - 8.957 8.957 Ativo regulatório Pasep/Cofins - - - 14.827

- - 12.515 26.694

62.963 135.347 397.613 422.951


�


99

Em cumprimento à Instrução CVM nº 371, de 27.06.2002, o Conselho de Administração e o

Conselho Fiscal da Companhia aprovaram o estudo técnico elaborado pela sua Diretoria de

Finanças e de Relações com os Investidores, referente à projeção futura de lucratividade, no qual

se evidencia a realização dos impostos diferidos. Conforme estimativas de lucro tributáveis futuros,

a realização dos impostos diferidos está apresentada a seguir:

. Parcela estimada Parcela efetiva Parcela estimada de realização de realização de realização

2006 132.393 (144.887) - 2007 - - 27.078 2008 - - 21.363 2009 - - 12.269 2010 - - 13.206 2011 - - 14.219 Após 2011 - - 309.478

132.393 (144.887) 397.613

As projeções de resultado futuro serão objeto de reavaliação da Administração quando da

aprovação das demonstrações contábeis relativas ao exercício de 2007, que ocorrerá em abril de

2008.

c) Programa de recuperação fiscal – Refis

Em 16.12.2000, a Copel aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal – Refis, instituído pela

Lei nº 9.964, de 10.04.2000, a fim de parcelar uma dívida junto ao INSS, no valor consolidado de

R$ 82.540, com data retroativa a 1º.03.2000, a ser paga em 60 prestações mensais e iguais.

A companhia requereu liquidação de encargos (juros e multas) incluídos no valor acima, mediante

a utilização de créditos de terceiros (decorrentes de prejuízos fiscais do imposto de renda e bases

negativas da contribuição social), no valor de R$ 45.766. Contudo, em setembro de 2003,

considerando que a Secretaria da Receita Federal ainda não havia concluído a análise do

processo de transferência dos créditos citados, a Companhia constituiu provisão que, atualizada

até 30.09.2006, resultava em valor líquido de R$ 73.844.

Em 31.07.2006, a Copel tomou conhecimento da decisão da Secretaria da Receita Federal sobre o

indeferimento do pedido de utilização de créditos de terceiros decorrentes de prejuízos fiscais.

Em 14.08.2006, a Copel requereu a sua exclusão do Refis para aderir a novo parcelamento

instituído pela Medida Provisória nº 303/2006, denominado Parcelamento Excepcional – Paex.

Com essa adesão, a Copel passou a usufruir os benefícios de tal programa, mediante pagamento

do débito remanescente em 6 prestações. Essa adesão foi efetivamente realizada em 14.09.2006.

�


100

No novo parcelamento, foram incluídos os débitos de INSS remanescentes do Refis, excluídos os

pagamentos já realizados, resultando, segundo o cálculo inicial do INSS, no valor de R$ 37.782,

corrigido pela Selic, a ser pago em 6 parcelas.

Contudo, considerando que não houve a consolidação final do débito em questão, a Companhia

manterá o provisionamento mencionado, o qual, deduzido das parcelas pagas até 31.12.2006 no

montante de R$ 25.590, resulta no valor de R$ 48.254.

De qualquer forma, ante a conjuntura apresentada, recomenda-se a manutenção do

provisionamento mencionado, para a cobertura do novo Paex.

12 Conta de Compensação da “Parcela A”

A Portaria Interministerial nº 25, de 24.01.2002, dos Ministros da Fazenda e de Minas e Energia,

estabeleceu que fossem registradas, na Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens

da “Parcela A” – CVA, as variações ocorridas entre os valores previstos por ocasião dos reajustes

tarifários e os valores efetivamente desembolsados ao longo do ano tarifário dos seguintes itens de

custo da “Parcela A”: tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional; tarifa de transporte de

energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; quota de recolhimento à Conta de Consumo de

Combustíveis – CCC; tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica;

compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos; e Encargos dos Serviços do Sistema

- ESS.

Posteriormente, as Portarias Interministeriais nº 116, de 04.04.2003, e nº 361, de 26.11.2004,

incluíram novos itens, como quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE,

custos de aquisição de energia elétrica e quotas de energia e custeio do Programa de Incentivo a

Fontes Alternativas de Energia - Proinfa.

Através da Resolução Homologatória nº 345/2006, a Aneel autorizou a Copel Distribuição aplicar

em suas tarifas de fornecimento, a partir de 24.06.2006, reajuste médio de 5,12%. Deste

percentual, 4,91% refere-se ao índice de reajuste tarifário e 0,21% aos ajustes financeiros

externos. A CVA faz parte deste último grupo, representando total de R$ 21.978, o que

corresponde a 0,58% do reajuste concedido, sendo formada por 3 parcelas: a CVA relativa ao ano

tarifário 2005-2006 no valor de (R$ 7.557), o saldo a compensar da CVA do exercício anterior de

(R$ 4.317), e o saldo da CVA diferida referente a períodos anteriores de R$ 33.852.

�


101

Em atendimento às instruções contidas no Ofício Circular nº 2.396/2006-SFF/Aneel, de

28.12.2006, a Companhia reclassificou para as contas representativas da CVA, referente a custos

com aquisição de energia elétrica, os valores decorrentes da recuperação dos 3% excedentes

sobre a contratação de energia elétrica. O Decreto n.° 5.163, de 30.07.2004, em seu artigo 38,

determina que, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica às tarifas dos consumidores

finais, a Aneel deverá considerar até 103% do montante total de energia elétrica contratada em

relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição.

A definição dos critérios para o repasse desse custo de sobrecontratação de energia é objeto da

Audiência Pública 002/2006, instituída em 22.02.2006 e ainda em andamento. Por esse motivo, a

Aneel homologou no reajuste tarifário de 2006, de forma provisória, conforme procedimento

consignado na Nota Técnica n° 46/2006-SRE/Aneel, o montante de R$ 16.122 referente ao

período de janeiro a dezembro de 2005, conforme item 52 da Nota Técnica n° 345/2006-

SRE/Aneel, restando um saldo a amortizar em 31.12.2006 de R$ 8.061.

Para o período de janeiro a dezembro de 2006, considerando a mesma metodologia da Nota

Técnica n° 46 /2006-SRE/Aneel, e os dados de contabilização da CCEE, os valores do custo da

sobrecontratação e do alívio de exposição são respectivamente (R$ 3.737) e (R$ 10.702), os quais

serão repassados para os consumidores finais no reajuste tarifário de 2007. Ao contrário do ano

anterior, neste ano, o valor apurado neste ano é negativo, tendo em vista os valores dos preços de

curto prazo (PLD) em cada submercado.

A composição dos saldos da Conta de Compensação “Parcela A” – CVA é a seguinte:

Consolidado2006 2005 2006 2005

CVA recuperável reajuste tarifário 2006Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu) 18.162 22.712 - - Transporte de energia comprada (Itaipu) 2.195 2.317 - 910 Encargos uso sist. transmissão (rede básica) 10.699 69.439 - 854 CDE 11.549 14.908 - 1.617 ESS 3.741 9.845 - 598 CCC 17.481 8.966 - 4.580 Proinfa 5.886 - - - Energia elétrica comprada p/ revenda (CVA Energ) 8.061 - - -

77.774 128.187 - 8.559 CVA recuperável reajuste tarifário 2007

Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu) 5.133 - 5.133 - CDE 2.199 - 2.199 - ESS 3.350 - 3.350 - Proinfa 1.592 - 1.591 -

12.274 - 12.273 -

90.048 128.187 12.273 8.559

circulante não circulante Ativo Ativo

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102

Consolidado2006 2005 2006 2005

CVA compensável reajuste tarifário 2006Energia elétrica comprada p/ revenda (CVA Energ) 58.445 23.434 - - Itaipu - 17.318 - -

58.445 40.752 - - CVA compensável reajuste tarifário 2007

Energia elétrica comprada p/ revenda (CVA Energ) 37.877 12.751 37.877 12.751 Itaipu - 12.161 - 12.161 Encargos uso sist. transm. (rede básica) 4.577 - 4.577 - CCC 9.197 - 9.197 - Transporte de energia comprada (Itaipu) 402 - 402 -

52.053 24.912 52.053 24.912

110.498 65.664 52.053 24.912

circulante não circulante Passivo Passivo

A movimentação dos saldos de diferimento de custos tarifários atualizados pelo Sistema Especial

de Liquidação e Custódia - Selic apresenta-se como se segue:

.Saldo Diferim. Amortiz. Atualiz. Transf. Saldo 2005 2006

AtivoEnergia elétrica comp. p/ revenda (Itaipu) 22.712 42.360 (48.582) 11.938 - 28.428 Transporte de energia comprada (Itaipu) 3.227 2.361 (4.184) 791 - 2.195 Encargos uso sist. transm. (rede básica) 70.293 13.072 (88.264) 9.777 5.821 10.699 CDE 16.525 23.016 (28.984) 5.390 - 15.947 ESS 10.443 12.717 (16.479) 3.760 - 10.441 CCC 13.546 25.007 (24.499) 3.427 - 17.481 Proinfa - 14.406 (6.357) 1.020 - 9.069 Energia elétrica comp. p/ rev. (CVA Energ) - 8.061 - - - 8.061

136.746 141.000 (217.349) 36.103 5.821 102.321 Circulante 128.187 - - - - 90.048

Não Circulante - NC 8.559 - - - - 12.273

PassivoEnergia elétrica comp. p/ rev. (CVA Energ) 48.936 147.894 (88.468) 25.837 - 134.199 Itaipu 41.640 (22.530) (18.991) (119) - - CCC - 17.866 - 528 - 18.394 Encargos uso sist. transm. (rede básica) - 2.321 - 1.012 5.821 9.154 Transporte de energia comprada (Itaipu) - 805 - (1) - 804

90.576 146.356 (107.459) 27.257 5.821 162.551 Circulante 65.664 - - - - 110.498

Não Circulante - NC 24.912 - - - - 52.053

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103

13 Ativo Regulatório – PIS/Pasep e Cofins

Pela publicação das Leis Federais nºs 10.637, de 30.12.2002, e 10.833, de 29.12.2003, foram

majoradas as alíquotas e alteradas as bases de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins. Em razão

dessas alterações, ocorreu crescimento nas despesas com PIS/Pasep a partir de dezembro de

2002, e nas despesas com a Cofins a partir de fevereiro de 2004.

A Aneel, através do Ofício Circular nº 302/2005-SFF/Aneel e Resoluções Homologatórias nºs

149/2005 e 345/2006, reconhece o direito da Companhia em ser ressarcida dos custos adicionais

com PIS/Pasep e Cofins, autorizando as concessionárias a apurar o valor do impacto produzido em

função da mudança de critérios de apuração do PIS/Pasep e Cofins e reconhecê-lo contabilmente

como ativo ou passivo, conforme a natureza do impacto, positivo ou negativo, respectivamente.

Fundamentada em tal dispositivo, a Companhia registrou, de acordo com critério definido pela

Agência Reguladora, ativo regulatório no valor de R$ 82.094, reduzindo, em contrapartida, a

despesa com PIS/Pasep e Cofins.

Do montante dos créditos reconhecidos pela Aneel, ou seja, R$ 82.094, já foram realizados

R$ 78.686.

Através da Resolução Homologatória nº 130 de 20.06.2005, a Copel ficou autorizada a incluir no

valor total da fatura a ser paga pelo consumidor, a partir de 24.06.2005, as despesas do PIS/Pasep

e Cofins efetivamente incorridas, no exercício da atividade de distribuição de energia elétrica.

14 Cauções e Depósitos Vinculados

2006 2005Ativo circulante

Depósitos em garantia 68.565 43.746 68.565 43.746

Ativo não circulanteCaução do contrato da STN (NE nº 20.b) 24.630 27.041

24.630 27.041

Consolidado

Do montante de depósitos em garantia registrados no ativo circulante, R$ 8.232 estão aplicados no

Unibanco S.A., com remuneração de 100% da variação da Taxa DI, depositados em conta reserva

para garantia de obrigação de dívida junto ao BNDESPAR, referente à operação de emissão de

debêntures, conforme Instrumento Particular de Vinculação de Receitas e Outras Avenças.

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104

Os demais depósitos atendem as exigências da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –

CCEE e estão vinculados às operações realizadas nos leilões de energia, nas liquidações da

própria CCEE e nos leilões realizados pela Aneel.

15 Outros Créditos


Adiantamento a fornecedores - - 11.074 2.857 Pagamentos antecipados - - 8.756 7.611 Adiantamento a empregados - - 7.618 7.276 Parcelamento Onda Provedor de Serviços 4.348 4.348 4.348 4.348 Salários de empregados cedidos a recuperar - - 3.768 3.557 Reserva Global de Reversão - RGR - Diferenças - - 2.256 2.155 Desativações em curso - - 2.095 2.856 Adiantamento para depósitos judiciais - - 1.412 1.435 Aquisição de combustível por conta da CCC - - 764 726 Provisão para créditos de liquidação duvidosa (4.348) - (9.812) (2.947) Outros créditos a receber 2 3 4.599 3.556

2 4.351 36.878 33.430 Ativo não circulante

Empréstimos compulsórios - - 5.483 7.830 Pagamentos antecipados - - 3.612 5.754 Bens e direitos destinados à alienação - - 2.814 2.749 Outros créditos a receber - - - 243

- - 11.909 16.576


A Provisão para créditos de liquidação – PCLD, na Companhia, refere-se ao saldo de

parcelamento com Onda Provedor de Serviços, com difícil realização, e no consolidado, à Onda e

a parcela não realizável, principalmente, de salário de empregados cedidos a recuperar.

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105

16 Coligadas e Controladas

A Companhia possui, demonstrados pelo valor líquido, os créditos a receber abaixo junto às suas

coligadas e controladas:

2006 2005 2006 2005Controladas:

Copel Geração S.A.Juros s/ capital próprio a receber (NE nº 9) 57.507 75.471 - - Dividendos a receber (NE nº 9) 586.911 -

644.418 75.471 - - Copel Transmissão S.A.

Juros s/ capital próprio a receber (NE nº 9) 60.014 69.217 - - Financiamentos repassados (a) 21.344 25.390 - -

81.358 94.607 - - Copel Distribuição S.A.

Juros s/ capital próprio a receber (NE nº 9) 52.913 - - - Financiamentos repassados (a) 80.686 96.010 - - Debêntures repassadas (a) 637.329 620.122 - - Contas-correntes - 173.944 - -

770.928 890.076 - - Copel Telecomunicações S.A.

Juros s/ capital próprio a receber (NE nº 9) - 916 - - Contas-correntes - 67.244 - -

- 68.160 - - Copel Participações S.A.

Juros s/ capital próprio a receber (NE nº 9) - 61.526 - - Dividendos a receber (NE nº 9) 2.893 - Contas-correntes - 208.659 - -

2.893 270.185 - - .

1.499.597 1.398.499 - -

Coligadas:Contrato de mútuo

Foz do Chopim Energética Ltda. - 35.357 - 35.357 - 35.357 - 35.357

Dividendos a receber (NE nº 9)Dominó Holdings S.A. - - 1.975 2.637 Sercomtel S.A. - Telecomunicações - - - 942 Tradener Ltda. - - - 64

- - 1.975 3.643

- 35.357 1.975 39.000

1.499.597 1.433.856 1.975 39.000

Dividendos a receber (NE nº 9) 760.238 207.130 1.975 3.643

Ativo não circulante 739.359 1.226.726 - 35.357


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106

a) Financiamentos e debêntures repassados

A Companhia repassou os empréstimos e financiamentos para as suas subsidiárias integrais

quando de sua constituição em 2001. Entretanto, como os contratos de transferências para as

respectivas subsidiárias não foram passíveis de formalização junto a instituições financeiras, estes

compromissos encontram-se igualmente registrados na Controladora.

Nas demonstrações contábeis, os saldos desses financiamentos são repassados com a mesma

incidência de encargos assumidos pela Companhia e são apresentados separadamente como

crédito junto às subsidiárias integrais, e como obrigações por empréstimos e financiamentos nas

subsidiárias, no valor de R$ 102.030 em 31.12.2006 (R$ 121.400 em 31.12.2005) (NE nº20).

O montante de R$ 637.329 (R$ 620.122 em 31.12.2005), referente a debêntures, também foi

repassado para a Copel Distribuição, observado o mesmo critério de registro do parágrafo anterior

(NE nº 21).

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107

17 Investimentos

2006 2005 2006 2005

Participações em coligadas (a) - - 210.363 225.212

Participações em coligadas - ágioSercomtel S.A. - Telecomunicações - - 5.796 10.024 Sercomtel Celular S.A. - - 803 1.383

- - 6.599 11.407

Participações em controladasCopel Geração S.A. 2.509.233 2.468.404 - - Copel Transmissão S.A. 1.063.740 907.128 - - Copel Distribuição S.A. 1.689.286 1.532.506 - - Copel Telecomunicações S.A. 184.287 114.724 - - Copel Participações S.A. 1.180.415 445.972 - - UEG Araucária Ltda. - adto. p/ aumento de capital - - - 141.899

6.626.961 5.468.734 - 141.899

Participações em controladas - ágioElejor - Centrais Elét. do Rio Jordão S.A. (b) - - 22.060 22.815 Copel Empreendimentos Ltda. (c) - - 53.955 -

- - 76.015 22.815

Outros investimentosFundo de investimento da Amazônia - Finam 32.609 32.609 32.609 32.609 Fundo de investimento do Nordeste - Finor 9.870 9.870 9.870 9.870 Finam - Nova Holanda 7.761 7.761 7.761 7.761 Provisão para perdas nos incentivos (47.900) (47.900) (47.900) (47.900) Imóveis para uso futuro do serviço - - 6.825 6.825 Outros investimentos 2.322 2.322 3.826 3.822

4.662 4.662 12.991 12.987

6.631.623 5.473.396 305.968 414.320


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108

a) Participações em coligadas

Patrimônio líquido Partic.da investida Copel

Participações em coligadas 2006 2005 (%) 2006 2005Dominó Holdings S.A. (d) 610.149 564.569 15,00 91.522 84.685 Sercomtel S.A. - Telecomunicações 185.477 211.501 45,00 83.463 95.175 Foz do Chopim Energética Ltda. (1) 45.742 69.983 35,77 16.362 25.033 Sercomtel Celular S.A. 27.488 33.534 45,00 12.369 15.091 Dona Francisca Energética S.A. 8.785 (4.753) 23,03 2.023 - Centrais Eólicas do Paraná Ltda. (1) 3.500 5.582 30,00 1.050 1.675 Copel Amec S/C Ltda. (1) 973 890 48,00 468 427 Carbocampel S.A. (1) 473 513 49,00 232 252

Adiantamento para aumento de capital 198 198 Escoelectric Ltda. (1) (3.677) (1.919) 40,00 - -

Adiantamento para aumento de capital 2.500 2.500 Braspower International Engineering S/C Ltda. (1) (407) (336) 49,00 - -

Adiantamento para aumento de capital 176 176

210.363 225.212 (1) Não revisado por auditores independentes

Consolidado Investimento

Os investimentos na Sercomtel S.A. Telecomunicações e na Sercomtel Celular S.A. registraram

ágios de aquisição (R$ 42.289 e R$ 5.814), que no balanço representam saldos líquidos de,

respectivamente R$ 5.796 e R$ 803. Esses ágios estão sendo amortizados à taxa anual de 10%,

cujo efeito no resultado dos exercícios de 2006 e de 2005 foi de R$ 4.808 (R$ 4.228 + R$ 580). O

fundamento econômico do pagamento do ágio nos investimentos da Sercomtel S.A. -

Telecomunicações e na Sercomtel Celular S.A. foi a expectativa de rentabilidade futura, resultado

da avaliação do retorno do investimento com base no fluxo de caixa descontado.

b) Elejor – Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.

A aquisição das ações da Elejor pertencentes à Triunfo Participações S.A., em dezembro de 2003,

gerou ágio no valor total de R$ 22.626. Em maio de 2006, foi regularizado o valor de R$ 189

correspondente ao ágio contabilizado a maior por ocasião da contabilização do contrato de

aquisição das ações. O fundamento econômico utilizado para amortização do ágio é o restante do

prazo de concessão, cujo efeito no resultado do exercício foi de R$ 566.

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109

c) Copel Empreendimentos Ltda.

Histórico das questões judiciais:

Consoante determinação expressa constante do Contrato de Cessão de Quotas e Outras Avenças,

celebrado em 30.05.2006, a UEG Araucária e a Copel protocolaram solicitação conjunta tendente à

extinção do procedimento arbitral então em curso perante a Câmara de Comércio Internacional, na

França, bem como dos processos judiciais existentes perante a justiça estadual do Paraná, nos

quais se discutia a validade e a eficácia de determinadas estipulações previstas no contrato de

venda e compra de potência assegurada, celebrado em 31.05.2000. Em 08.08.2006, a Câmara de

Comércio Internacional de Paris, com relação ao “Case 12656/KGA/CCO”, onde litigavam Copel,

Copel Geração e UEG Araucária, emitiu o “Award by Consent and Final Award on Costs”, pondo

fim às discussões entre as partes em face da assinatura do Contrato de Cessão de Quotas e

Outras Avenças. Adicionalmente, aquele instrumento continha previsão de quitação prestada em

caráter irrevogável e irretratável de uma parte à outra, bem como às suas controladas e

controladores, pondo fim às discussões existentes para todos os fins de direito.

A reversão da provisão levada a efeito pela administração da Companhia, na data base de

30.06.2003, a qual tomou por base não apenas o parecer jurídico de autoria do Instituto de Direito

Civil – IDC mas também o entendimento de que o contrato firmado entre as partes era ineficaz,

mostrou-se acertada, inexistindo, doravante, nenhuma razão que justifique manutenção de

quaisquer provisões relativamente ao contencioso solucionado.

Plano Operacional da UEG Araucária:

Visando resolver de forma satisfatória o litígio envolvendo a Copel e a UEG Araucária, iniciado em

2003 e cuja pendência de solução causava desconforto aos litigantes, mormente pelos

significativos valores ali discutidos, a Copel adquiriu a participação da empresa El Paso no

empreendimento UEG Araucária, por quantia coerente com os valores contabilizados na UEG

Araucária. Paralelamente a isso, no planejamento empresarial da Copel está inserida a estratégia

de crescer a receita de geração, que pode ser alcançada basicamente pelo aumento da oferta de

fontes de geração de energia, vindo a aquisição da quota parte da El Paso na UEG Araucária

contribuir para o atingimento de tal objetivo.

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110

A energia da usina, para contratos de longo prazo, deverá ser comercializada nos leilões da

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE, com vendas a partir de 2010 ou 2012, conforme

venda nos leilões de A-3 ou A-5, sendo que, para viabilizar esse atendimento, a Copel e a

Petrobras assinaram, em 06.03.2006 um Protocolo de Intenções no qual se destaca que a

Petrobras envidará seus melhores esforços para atendimento das necessidades de suprimento de

combustível, o qual poderá ser gás natural ou uma fonte energética alternativa.

No caso de viabilidade de fornecimento de gás natural, as condições comerciais a serem

praticadas serão definidas na ocasião da celebração de novo contrato de fornecimento e deverão

refletir os novos custos de aquisição do combustível e das tarifas incrementais de transporte. No

caso de combustível alternativo, as condições comerciais serão as praticadas para o mercado,

considerando a cadeia de suprimento.

No período de 2006 até o início das vendas nos leilões da CCEE, persiste a possibilidade de

despacho da usina para atender necessidades do sistema interligado, ou mesmo para atender

eventuais contratos de curto prazo, sendo que, já em setembro de 2006, a usina foi despachada

por determinação do Operador Nacional do Sistema – ONS, tendo gerado 246.451 MWh.

A renovação da licença ambiental de operação (LO) da usina para operar com o combustível gás

natural, vencida em 2004, já foi obtida junto ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP, lembrando que

a solicitação junto ao IAP para obter a licença ambiental para operar com combustível alternativo

será encaminhada oportunamente.

Compra das ações da El Paso na UEG Araucária:

A Copel, em cumprimento ao disposto na Instrução CVM nº 358/2002, comunicou ao mercado a

assinatura, em 17.02.2006, de Memorando de Intenções entre a Companhia e El Paso Energy

Araucária Company, instrumento contendo parâmetros e diretrizes norteadores das tratativas

negociais que resultaram na celebração, em 30.05.2006, do Contrato de Cessão de Quotas e

Outras Avenças.

Os principais itens acordados à época das negociações, os quais foram implementados seja

concomitantemente à celebração do Contrato de Cessão de Quotas e Outras Avenças seja nos

dias imediatamente subseqüentes, foram:

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111

1) A Copel adquiriu a totalidade das quotas pertencentes à El Paso Empreendimentos e

Participações Ltda., pelo equivalente a US$ 190.000 (cento e noventa milhões de dólares);

2) O preço de compra foi integralmente pago à Aquamarine Power Holdings, L.L.C, titular da

totalidade das quotas da El Paso Empreendimentos e Participações Ltda., a qual detinha as

quotas representativas de 60% do capital social da UEG Araucária;

3) A implementação do negócio de venda e compra mereceu a aprovação prévia da Aneel, da

Assembléia Legislativa do Estado do Paraná e dos órgãos administrativos da El Paso e da

Copel; e

4) O pedido conjunto de extinção dos processos judiciais e do procedimento arbitral em curso

perante a Justiça Estatal e a Câmara de Comércio Internacional de Paris.

Em 30.05.2006, a Copel Participações, por meio de sua controlada Copel Empreendimentos Ltda.,

adquiriu 60% do capital social da UEG Araucária Ltda., no montante de R$ 436.563, equivalente a

US$ 190.000. Nesta aquisição foi gerado ágio no montante de R$ 53.955, o qual será amortizado

pelo restante do prazo de concessão de 23 anos.

d) Dominó Holding

A Dominó Holding S.A. – Holding que detém 34,75% do capital da Companhia de Saneamento do

Paraná – Sanepar, uma sociedade de economia mista que tem por objeto social a exploração de

serviços de saneamento básico, principalmente a distribuição de água, coleta e tratamento de

esgoto sanitário.

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112

e) Participação no capital social das coligadas e controladas

% Participação no capital socialOrdinárias Preferenciais Total Capital social integralizado

Participações em coligadas 2006 2005Dominó Holdings S.A. 15,00 0,00 15,00 251.929 291.929 Sercomtel S.A. - Telecomunicações 45,00 45,00 45,00 246.896 246.896 Foz do Chopim Energética Ltda. - - 35,77 23.000 23.000 Sercomtel Celular S.A. 45,00 45,00 45,00 36.540 36.540 Dona Francisca Energética S.A. 23,03 0,00 23,03 66.600 66.600 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. - - 30,00 3.061 3.061 Copel Amec S/C Ltda. - - 48,00 828 828 Carbocampel S.A. 49,00 0,00 49,00 260 260 Escoelectric Ltda. - - 40,00 8.050 1.800 Braspower International Engineering S/C Ltda. - - 49,00 1.650 1.650 UEG Araucária Ltda. - - 20,00 - 200

Participações em controladasCompanhia Paranaense de Gás - Compagas 51,00 51,00 51,00 60.050 50.012 Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A 70,00 0,00 35,12 113.800 113.800 Copel Empreendimentos Ltda. - - 100,00 397.983 -UEG Araucária Ltda. - - 80,00 700.000 -

�


113

18 Imobilizado

Depreciação Custo acumulada Consolidado

2006 2005Em serviço (a)

Copel Geração S.A. 4.306.232 (1.587.774) 2.718.458 2.778.628 Copel Transmissão S.A. 1.468.341 (475.571) 992.770 918.358 Copel Distribuição S.A. 3.411.372 (1.703.312) 1.708.060 1.660.800 Copel Telecomunicações S.A. 304.534 (154.505) 150.029 158.288 Copel Participações S.A. 342 (222) 120 150 Companhia Paranaense de Gás - Compagas 139.853 (26.820) 113.033 109.348 Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 604.961 (14.023) 590.938 281.510 UEG Araucária Ltda. 633.335 (44.856) 588.479 -

10.868.970 (4.007.083) 6.861.887 5.907.082 Em curso

Copel Geração S.A. 144.468 - 144.468 142.747 Copel Transmissão S.A. 209.821 - 209.821 183.696 Copel Distribuição S.A. 251.020 - 251.020 177.560 Copel Telecomunicações S.A. 33.489 - 33.489 21.704 Companhia Paranaense de Gás - Compagas 11.186 - 11.186 10.261 Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 8.427 - 8.427 270.177

658.411 - 658.411 806.145 11.527.381 (4.007.083) 7.520.298 6.713.227

Obrigações especiais (b)Copel Transmissão S.A. - - (7.145) (7.140) Copel Distribuição S.A. - - (801.467) (757.983)

(808.612) (765.123) .

6.711.686 5.948.104

Líquido

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26.02.1957, os bens e instalações

utilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização são vinculados a esses serviços,

não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e

expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Aneel nº 20/1999 regulamentou a

desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo

autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à

alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada

para aplicação na concessão.

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114

a) Imobilizado em serviço

Depreciação Custo acumulada Consolidado

2006 2005Em serviço

Máquinas e equipamentos 6.997.348 (2.698.431) 4.298.917 3.536.292 Reservatórios, barragens e adutoras 2.859.831 (943.321) 1.916.510 1.750.846 Edificações, obras civis e benfeitorias 684.460 (281.087) 403.373 378.189 Terrenos 117.775 - 117.775 118.210 Tubulações de gás 112.449 (19.030) 93.419 93.758 Veículos 77.424 (54.486) 22.938 21.330 Móveis e utensílios 19.683 (10.728) 8.955 8.457

10.868.970 (4.007.083) 6.861.887 5.907.082

Líquido

O montante de ativo imobilizado em serviço, e totalmente depreciado representava, em

31.12.2006 R$ 414.989 e R$ 333.629 em 2005.

b) Obrigações especiais

A Aneel publicou a Resolução Normativa n° 234/2006, de 31.10.2006, a qual estabelece conceitos

gerais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia

elétrica. Essa Resolução visa aprimorar o processo de revisão tarifária. Estes procedimentos terão

efeito no segundo ciclo de revisão tarifária, cujo processo na Copel será em junho de 2008. A

alteração mais expressiva é a aplicação da quota de reintegração sobre valores registrados nas

contas do grupo de obrigações especiais, de modo que o valor dessas quotas será eliminado no

cálculo da receita requerida da distribuidora, utilizando-se as mesmas taxas aplicadas ao ativo

imobilizado em serviço. As obrigações especiais são recursos relativos à participação financeira do

consumidor, dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais, valores

aplicados em programas de eficiência energética, imobilizações constituídas com recursos do

programa de pesquisa e desenvolvimento e de créditos especiais vinculados aos investimentos

aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão, cujo saldos compõem a base de

remuneração, para fins de revisão tarifária, como redutoras do ativo imobilizado em serviço. Terá

possível efeito sobre os demonstrativos financeiros das distribuidoras a partir do exercício de 2007,

devido à alteração na composição tarifária.

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115

c) Planos de universalização de energia elétrica

A Aneel, através da Resolução n° 223, de 29.04.2003, alterada pelas Resoluções n° 52, de

25.03.2004, e n° 175, de 28.11.2005, estabeleceu condições gerais para elaboração dos planos de

universalização de energia elétrica visando ao atendimento de novas unidades consumidoras, ou

aumento de carga, regulamentando o disposto nos artigos 14 e 15 da Lei n° 10.438, de

26.04.2002, e fixou as responsabilidades das concessionárias e permissionárias de serviço público

de distribuição de energia elétrica, posteriormente alterada pela Lei n° 10.762, de 11.11.2003, e

n° 10.848, de 15.03.2004. Dentre as alterações, destacam-se a mudança de prioridade de

atendimento aos municípios dando ênfase aos municípios com menor índice de eletrificação,

limitando esses atendimentos a apenas novas unidades, ligadas em baixa tensão (inferior a 2,3

kv), com carga instalada de até 50 KW.

O Programa Luz para Todos, instituído pelo Governo Federal através do Decreto Presidencial

n° 4.783, de 11.11.2003, tem como objetivo antecipar a meta de completar 100% de eletrificação

no país até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.

O Programa é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e operacionalizado com a

participação das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás. No caso do Paraná, o Ministério é

representado pela Eletrosul, e os participantes são o Governo do Estado Paraná e a Copel.

Além disso, o Programa se integra aos diversos programas sociais e de desenvolvimento rural

implementados pelo Governo Federal e pelos Estados, para assegurar que o esforço de

eletrificação do campo resulte em incremento da produção agrícola, fixando e dando condições

melhores de vida ao homem do campo, em aumento de renda e em inclusão social da população

beneficiada.

A meta preliminarmente fixada para a Copel foi de 36.000 propriedades atendidas até o final do

Programa, previsto para 2006. Embora tivesse início previsto para janeiro, o Programa somente

entrou em vigor em junho de 2004, em virtude do atraso de seis meses para assinatura do

contrato. O Ministério de Minas e Energia levou em consideração, para efeito de cumprimento de

meta, as 6.000 ligações que a Copel realizou de janeiro a junho de 2004.

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116

Para a operacionalização das 30.000 ligações restantes, a composição dos investimentos previstos

para o Programa foi a seguinte:

Governo Federal - subvenção CDE 44.820 30%Governo do Estado do Paraná 14.940 10%Financiamento RGR 59.760 40%Agente executor - Copel 29.880 20%

Total do programa 149.400 100%

Origem ParticipaçãoR$

Foram atendidas aproximadamente 28.000 novas propriedades rurais desde junho de 2004, cujo

investimento realizado importou em R$ 137.711 estando o restante da meta a ser cumprida em

2007.

Além da meta remanescente de 2006, foi solicitada ao Ministério de Minas e Energia, celebração

de Termo Aditivo ao contrato ora em vigor. Esse termo aditivo contempla o atendimento a mais de

12.000 propriedades rurais, sendo que os investimentos previstos para essas novas ligações

chegam a R$ 70.800.

d) Levantamento físico dos bens do imobilizado

A Companhia realiza regularmente inventários físicos de seus ativos, distribuídos dentro de sua

área de concessão.

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117

e) Taxas de depreciação

As principais taxas anuais de depreciação, de acordo com a Resolução Aneel nº 44/1999, a

Portaria nº 96/1995, do Ministério das Comunicações, e a Agência Nacional do Petróleo – ANP,

são:

.% .

GeraçãoEquipamento geral 10,00 Geradores 3,30 Reservatórios, barragens e adutoras 2,00 Turbina hidráulica 2,50 Turbinas a gás e a vapor 5,00 Resfriamento e tratamento de água 5,00 Condicionador de gás 5,00

TransmissãoCondutor e estrutura do sistema e transformador de força 2,50 Equipamento geral 10,00 Religadores 4,30

DistribuiçãoCondutor e estrutura do sistema e transformador 5,00 Banco de capacitores e chave de distribuição 6,70 Regulador de tensão 4,80

Administração centralEdificações 4,00 Máquinas e equipamentos de escritório 10,00 Móveis e utensílios 10,00 Veículos 20,00

TelecomunicaçõesEquipamentos de transmissão e de energia (telecomunicações) 10,00 Cabos aéreos e subterrâneos, fios e central privada de comutação 10,00

Fornecimeno de gás naturalGasoduto 3,30 Equipamentos de operação do gasoduto 10,00

A Resolução Normativa Aneel, nº 240, de 05.12.2006, determina que as concessionárias do

serviço público de energia elétrica procedam ao cálculo e à contabilização das novas quotas

periódicas de depreciação a partir de 1º de janeiro de 2007.

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118

f) Mutação do imobilizado

Obrigações Saldos em serviço em curso especiais Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 5.498.376 910.622 (725.448) 5.683.550 Programa de investimentos - 660.606 - 660.606 Imobilizações de obras 751.557 (751.557) - - Quotas de depreciação (324.664) - - (324.664) Baixas (18.300) - - (18.300) Participação financeira dos consumidores - - (39.675) (39.675) Transferências do intangível 113 2.050 - 2.163 Reversão de provisões para contingências - (14.687) - (14.687) Bens destinados a alienação - (889) - (889)

Em 31 de dezembro de 2005 5.907.082 806.145 (765.123) 5.948.104 Consolidação do imobilizado da UEG Araucária 602.979 - - 602.979 Programa de investimentos - 567.779 - 567.779 Imobilizações de obras 723.307 (723.307) - - Quotas de depreciação (356.843) - - (356.843) Baixas (14.785) - - (14.785) Participação financeira dos consumidores - - (43.489) (43.489) Transferências do intangível 147 4.826 - 4.973 Complemento de provisões para contingências - 2.968 - 2.968

Em 31 de dezembro de 2006 6.861.887 658.411 (808.612) 6.711.686

Imobilizado

19 Intangível

Direito de uso Amortização Faixa de de softwares acumulada (1) servidões Outros Consolidado

2006 2005Em serviço

Copel Geração 1.438 (621) 19 17 853 536 Copel Transmissão 7.615 (7.577) 21.965 15 22.018 19.627 Copel Distribuição 24.650 (20.287) 2.538 123 7.024 9.662 Copel Telecomunicações 3.519 (1.771) - - 1.748 2.230 Copel Participações - - - 1 1 1 Compagas 548 (302) - 14 260 243 Elejor - - 101 - 101 - UEG Araucária 63 (54) - - 9 -

37.833 (30.612) 24.623 170 32.014 32.299 Em curso

Copel Geração - - - - - 369 Copel Transmissão 232 - 2.116 - 2.348 1.721 Copel Distribuição 6.065 - 329 - 6.394 8.798 Elejor - - 27 - 27 -

6.297 - 2.472 - 8.769 10.888 .

40.783 43.187 (1) Taxa anual de amortização: 20%

Líquido

O montante de intangível em serviço e totalmente depreciado representava em 31.12.2006

R$ 22.519 e R$ 16.918, em 2005.

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119

Mutação do intangível:

Saldos em serviço em curso Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 32.199 14.812 47.011 Programa de investimentos - 2.324 2.324 Capitalizações 4.198 (4.198) - Quotas de amortização (3.972) - (3.972) Baixas (13) - (13) Transferências para o ativo imobilizado em serviço (113) - (113) Transferências para o ativo imobilizado em curso - (2.050) (2.050)

Em 31 de dezembro de 2005 32.299 10.888 43.187 Consolidação do intangível da UEG Araucária 16 - 16

Programa de investimentos - 5.747 5.747 Capitalizações 3.040 (3.040) - Quotas de amortização (3.068) - (3.068) Baixas (126) - (126) Transferências para o ativo imobilizado em serviço (147) - (147) Transferências para o ativo imobilizado em curso - (4.826) (4.826)

Em 31 de dezembro de 2006 32.014 8.769 40.783

Intangível

20 Empréstimos e Financiamentos

A composição dos saldos de empréstimos e financiamentos da Companhia é a seguinte:

. Passivo Passivo circulante não circulante Companhia

Principal Encargos Principal 2006 2005Moeda estrangeira

Secretaria Tesouro Nacional (b) 7.774 1.469 92.787 102.030 121.400

7.774 1.469 92.787 102.030 121.400

Total

�


120

A composição dos empréstimos e financiamentos consolidados é a seguinte:

. Passivo Passivo Total circulante não circulante Consolidado

Principal Encargos Principal 2006 2005Moeda estrangeira

BID (a) 20.318 1.766 71.380 93.464 122.302 Secretaria Tesouro Nacional (b) 7.774 1.469 92.787 102.030 121.400 Banco do Brasil S.A. (c) 4.442 281 8.884 13.607 20.040 Eletrobrás (d) 6 - 46 52 66

32.540 3.516 173.097 209.153 263.808 Moeda nacional

Eletrobrás (d) 45.690 1.862 290.095 337.647 365.186 Eletrobrás - Elejor (e) - - 49.353 49.353 33.377 BNDES - Compagas (f) 6.418 - 25.725 32.143 38.315 Banestado (g) - - - - 70 Banco do Brasil S.A. (c) 121 5 920 1.046 1.121

52.229 1.867 366.093 420.189 438.069

84.769 5.383 539.190 629.342 701.877

Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador:

.Moeda (equivalente em R$) / Indexador

2006 % 2005 %Moeda estrangeira

Dólar norte-americano 102.082 16,22 121.466 17,31 Yen 13.607 2,16 20.040 2,86 Cesta de moedas do BID 93.464 14,85 122.302 17,42

209.153 33,23 263.808 37,59 Moeda nacional

TR - - 70 0,01 URTJLP 28.951 4,60 38.378 5,47 IGP-M 50.334 8,00 34.434 4,91 Ufir 31.675 5,03 25.619 3,65 Finel 305.972 48,62 339.568 48,37 UMBND 3.257 0,52 - -

420.189 66,77 438.069 62,41

629.342 100,00 701.877 100,00

Consolidado

�


121

Variação das principais moedas estrangeiras e indexadores aplicados aos empréstimos e

financiamentos:

.Moeda/Indexador Variação (%)

2006 2005Dólar norte-americano (8,66) (11,82)Yen (9,47) (23,53)Cesta de moedas do BID 2,09 (6,76)URTJLP 1,79 3,75TJLP 7,96 9,89IGP-M 3,83 1,21Finel 0,76 0,24UMBND (8,50) (14,04)

Vencimentos das parcelas de longo prazo:

Moeda Moeda estrangeira nacional

2006 20052007 - - - 83.015 2008 32.618 43.769 76.387 80.002 2009 31.765 43.994 75.759 77.473 2010 26.471 45.850 72.321 70.407 2011 16.275 45.842 62.117 59.467 2012 4.473 39.477 43.950 40.454 2013 2.871 39.424 42.295 38.638 2014 1.439 39.314 40.753 36.966 2015 - 39.277 39.277 35.356 2016 - 23.517 23.517 17.805 2017 - 4.493 4.493 130 2018 - 941 941 130 2019 - 115 115 39 após 2019 57.185 80 57.265 62.742

173.097 366.093 539.190 602.624

Consolidado

�


122

Mutação de empréstimos e financiamentos:

Total Saldos Circulante Não circulante Circulante Não circulante Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 456.171 308.041 58.225 394.827 1.217.264 Ingressos - - - 35.532 35.532 Encargos 27.685 - 31.765 - 59.450 Variação monetária e cambial (28.966) (45.375) (61) 5.499 (68.903) Transferências 39.328 (39.328) 56.572 (56.572) - Amortizações (453.748) - (87.718) - (541.466)

Em 31 de dezembro de 2005 40.470 223.338 58.783 379.286 701.877 Ingressos - - - 16.937 16.937 Encargos 12.263 - 28.739 - 41.002 Variação monetária e cambial (2.369) (17.144) 162 21.773 2.422 Transferências 33.097 (33.097) 51.903 (51.903) - Amortizações (47.405) - (85.491) - (132.896)

Em 31 de dezembro de 2006 36.056 173.097 54.096 366.093 629.342

Moeda estrangeira Moeda nacional

a) Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID

Empréstimo para a Usina Hidrelétrica de Segredo e Derivação do Rio Jordão, liberado a partir de

15.01.1991, totalizando US$ 135,000. O principal, cujo pagamento da primeira parcela ocorreu em

15.01.1997, e os juros são amortizados semestralmente até 2011. Os juros são calculados de

acordo com a taxa de captação do BID, a qual, para o segundo semestre de 2006, foi de 4,14%

a.a. O contrato tem as seguintes cláusulas, prevendo rescisão nas seguintes hipóteses:

1) Inadimplemento, por parte do mutuário de qualquer outra obrigação estipulada no contrato ou

contratos subscritos com o Banco para financiamento para o projeto;

2) A retirada ou suspensão, como membro do Banco, da República Federativa do Brasil;

3) Inadimplemento, por parte do fiador, se houver, de qualquer obrigação estipulada no contrato

de garantia;

4) Quando a relação entre o seu ativo circulante e o total dos seus financiamentos comerciais e

bancários de curto prazo, excluídas a parte corrente da dívida a longo prazo e os dividendos a

serem reinvestidos, seja igual ou superior a 1,2; e

5) Quando a relação entre sua dívida de longo prazo e o seu patrimônio não exceder a 0,9.

A Companhia atendeu plenamente as condições definidas contratualmente.

�


123

b) Secretaria do Tesouro Nacional - STN

A reestruturação da dívida de médio e longo prazos, assinada em 20.05.1998, referente aos

financiamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62, está demonstrada no quadro a seguir:

Prazo Vencimento CarênciaTipo de bônus (anos) final (anos)

2006 2005

Par Bond 30 15.04.2024 30 34.137 37.375 Capitalization Bond 20 15.04.2014 10 21.858 27.121 Debt Conversion Bond 18 15.04.2012 10 17.886 23.050 Discount Bond 30 15.04.2024 30 23.829 25.984 El Bond - Bônus de Juros 12 15.04.2006 3 - 1.273 New Money Bonds 15 15.04.2009 7 2.144 3.274 Flirb 15 15.04.2009 9 2.176 3.323

102.030 121.400

Consolidado

As taxas de juros praticadas e as amortizações são as seguintes:

.Tipo de bônus Taxas de juros anuais (%) Amortizações

Par Bond 6,0 únicaCapitalization Bond 8,0 semestralDebt Conversion Bond Libor semestral + 0,8750 semestralDiscount Bond Libor semestral + 0,8125 únicaEl Bond - Bônus de Juros Libor semestral + 0,8125 semestralNew Money Bonds Libor semestral + 0,8750 semestralFlirb Libor semestral + 0,8125 semestral

Em garantia a esse contrato, a Companhia cedeu e transferiu à União, condicionado ao

inadimplemento de qualquer parcela do financiamento, os créditos que forem feitos à sua conta

corrente bancária centralizadora da arrecadação das suas receitas próprias, até o limite suficiente

para pagamento das prestações e demais encargos devidos em cada vencimento. Nos bônus

Discount Bond e Par Bond existem garantias depositadas, nos valores de R$ 10.159 e R$ 14.471

(R$ 11.147 e R$ 15.894, em 31.12.2005), respectivamente, contabilizadas na conta cauções e

depósitos vinculados, no ativo não circulante (NE nº 14).

c) Banco do Brasil S.A.

A Companhia possui os seguintes contratos:

1) Contratos com recursos em iene, para a subestação isolada a gás de Salto Caxias,

amortizáveis em 20 parcelas semestrais, a partir de 07.03.2000, com juros de 2,8% a.a. e

comissão de repasse de 3,8% a.a. A garantia é vinculada à receita própria.

�


124

2) Contrato particular de cessão de crédito com a União, através do Banco do Brasil S.A.,

assinado em 30.03.1994, amortizável em 240 parcelas mensais pelo sistema price, a partir de

1º.04.1994, com atualização mensal pela Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP e Índice Geral

de Preços de Mercado - IGPM e taxa de juros de 5,098% a.a.

d) Eletrobrás

Empréstimos originados de recursos do Fundo de Financiamento da Eletrobrás – Finel e da

Reserva Global de Reversão - RGR, para expansão dos sistemas de geração, transmissão e

distribuição. A amortização dos contratos vincendos iniciou em fevereiro de 1999, e o último

pagamento está previsto para agosto de 2021. Os juros de 5,5% a 6,5% a.a. e o principal são

amortizados mensalmente, atualizados pelo índice do Finel e da Unidade Fiscal de Referência –

Ufir. A Copel recebeu, para aplicação no Programa Luz para Todos, a primeira parcela no valor de

R$ 12.744 referente o contrato ECFS-142/2006, assinado em 11.05.2006 no valor total de R$

42.480. Os recursos são provenientes da RGR, possuindo carência de 24 meses e amortização em

120 parcelas mensais com vencimento final em 30.09.2020.

A garantia é representada pela receita própria.

e) Eletrobrás - Elejor

O saldo apresentado refere-se à correção e juros das ações preferenciais da Elejor detidas pela

Eletrobrás, as quais deverão ser readquiridas pela emissora, conforme cláusulas contratuais

(NE nº 52).

f) BNDES - Compagas

O saldo do BNDES é composto por quatro contratos da Compagas assinados em 14.12.2001,

amortizáveis em 99 parcelas mensais, com juros de 4% a.a., sendo dois para aquisição de

máquinas e equipamentos, indexados pela TJLP (limitada a 6% a.a.) e dois para obras, instalações

e serviços, indexados pela Unidade Monetária do BNDES - UMBND.

g) Banco Banestado S.A.

Contrato do Fundo de Desenvolvimento Urbano assinado em 23.07.1998, amortizável em 96

parcelas mensais pelo sistema price, com carência de 12 meses, atualização mensal com base na

Taxa de Referência - TR e taxa de juros de 8,5% a.a., com garantia representada pela receita

própria. Este contrato foi liquidado em seu vencimento, 20.07.2006.

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125

21 Debêntures

A composição de debêntures consolidada é a seguinte:

Passivo Passivo circulante não circulante

Principal Encargos Principal 2006 2005Companhia (a) 133.320 51.755 866.680 1.051.755 435.251 Copel Distribuição (b) 580.634 56.695 - 637.329 620.122 Elejor (c) - 15.951 262.550 278.501 286.855

713.954 124.401 1.129.230 1.967.585 1.342.228

Total Consolidado

O saldo da obrigação referente às operações com debêntures, no montante de R$ 637.329, foi

repassado para a Copel Distribuição (R$ 620.122, em 31.12.2005), da mesma forma que os

empréstimos e financiamentos que foram repassados às Subsidiárias Integrais (NE nºs 16 e 54).

Vencimento das parcelas de longo prazo:

.

2006 20052007 - 696.222 2008 133.340 133.320 2009 155.667 155.667 2010 41.103 41.233 2011 644.880 45.064 2012 44.880 45.064 2013 44.880 45.064 2014 41.903 42.090 2015 19.554 19.738 2016 3.023 3.063

1.129.230 1.226.525

Consolidado

A mutação das debêntures é a seguinte:

Passivo Passivo Total Saldos circulante não circulante Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 156.620 457.407 614.027 Ingressos 18.116 755.626 773.742 Encargos 170.916 - 170.916 Variação monetária - 13.492 13.492 Amortizações (229.949) - (229.949)

Em 31 de dezembro de 2005 115.703 1.226.525 1.342.228 Ingressos - 600.000 600.000 Encargos 190.374 - 190.374 Variação monetária 13.436 22.792 36.228 Transferências 720.087 (720.087) - Amortizações (201.245) - (201.245)

Em 31 de dezembro de 2006 838.355 1.129.230 1.967.585

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126

a) Debêntures Companhia

1) 4ª Emissão de Debêntures

A emissão em série única de 60 mil debêntures constituiu a quarta emissão simples realizada pela

Companhia, em 1º.09.2006, no valor de R$ 600.000, concluída em 06.10.2006, com subscrição

integral no valor total de R$ 607.899, com prazo de vigência de cinco anos a contar da data de

emissão e vencimento final, em série única, em 1º.09.2011. A espécie das debêntures é simples,

não conversíveis em ações, escriturais, nominativas e sem garantia

A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidirão juros remuneratórios

correspondentes a 104% da taxa Depósitos Interfinanceiros de um dia – DI over, extragrupo,

expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculada e divulgada diariamente

pela Central de Custódia e de Liquidação Financeira de Títulos - Cetip (à taxa DI), calculada de

forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos. A remuneração

correspondente ao período de capitalização será devida e paga semestralmente, sendo o primeiro

vencimento em 1º.03.2007 e o último em 1º.09.2011. Não haverá repactuação das debêntures.

Os recursos captados com a distribuição pública das Debêntures serão destinados ao alongamento

do perfil da dívida da Emissora, por meio de pagamento de suas obrigações financeiras, bem como

ao reforço de seu caixa. Os recursos provenientes da emissão serão utilizados na liquidação

financeira de 1/3 do valor principal das debêntures da 3ª emissão da emissora, com vencimento

em 1º.02.2007, e na quitação do principal das debêntures da 2ª emissão da emissora, com

vencimento em 1º.03.2007.


A emissão em série única de 40 mil debêntures constitui a 3ª emissão de debêntures simples,

concluída em 09.05.2005, com subscrição integral no valor total de R$ 400.000, com prazo de

vigência de quatro anos e vencimento final em 2009, sendo a primeira amortização, de 1/3, em

1º.02.2007, a segunda, de 1/3, em 1º.02.2008 e a terceira, de 1/3, em 1º.02.2009.

A espécie das debêntures é simples, não conversíveis em ações, escriturais e nominativas e com

garantia real. Os recursos foram destinados ao pagamento de títulos emitidos no mercado

internacional (euronotas) pela emissora, em 02.05.1997, cujo vencimento ocorreu em 02.05.2005,

no valor de US$ 150.000.

A garantia dada é a movimentação da conta corrente da Copel Geração junto ao Banco do Brasil

S.A., na qual serão depositados todos e quaisquer recursos recebidos ou creditados pela Copel

Geração por força dos contratos de comercialização de energia, atuais e futuros.

�


127

A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, deduzidas as amortizações

realizadas e pagas anteriormente, incidirão juros remuneratórios correspondentes a 115% da taxa

média dos Depósitos Interfinanceiros de um dia - DIs, extragrupo, expressa na forma de percentual

ao ano, base 252 dias úteis, calculada e divulgada diariamente pela Central de Custódia e de

Liquidação Financeira de Títulos - Cetip (à taxa DI), calculada de forma exponencial e cumulativa

pro-rata temporis por dias úteis decorridos. A remuneração correspondente aos períodos de

capitalização será devida e paga semestralmente, sendo o primeiro vencimento em 1º.08.2005 e o

último em 1º.02.2009. Não haverá repactuação das debêntures.

As escrituras das debêntures citadas contêm cláusulas de vencimento antecipado nas seguintes

hipóteses:

1) Decretação de falência da emissora ou de qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora

ou pedido de concordata preventiva ou falência formulado pela emissora ou por qualquer

controlada, direta ou indireta, da emissora (ou qualquer procedimento judicial análogo que

substitua ou complemente a atual legislação sobre falências e concordatas, inclusive

recuperação judicial e extrajudicial);

2) Não-pagamento de qual(is)quer valor(es) devido(s) aos debenturistas nas datas previstas;

3) Decretação de intervenção na concessão ou extinção da concessão para a exploração dos

serviços de distribuição, transmissão ou geração de energia pela emissora ou pelas

controladas da emissora;

4) Sem prejuízo do item (2) acima, o descumprimento pela emissora ou pela Copel Geração de

qualquer obrigação não financeira estipulada ou a inveracidade de qualquer declaração

prestada na emissão ou no contrato de penhor, não remediado no prazo de dez dias úteis

contados da data de inadimplência ou da constatação da inveracidade, sendo que esse prazo

de dez dias úteis não se aplica às obrigações para as quais tenha sido estipulado prazo

específico;

5) Protesto(s) legítimo(s) de título(s) contra a emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta,

da emissora cujo valor unitário ou agregado seja igual ou superior a R$ 25.000, valor esse que

deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGPM, apurado e divulgado pela Fundação

Getúlio Vargas, salvo se o protesto tiver sido efetuado por erro ou má-fé de terceiros, desde

que validamente comprovado pela emissora ou pela controlada, direta ou indireta, da

emissora, conforme o caso, ou se vier a ser cancelado o prazo de trinta dias contados de sua

ocorrência;

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128

6) Decisão judicial transitada em julgado ou arbitral definitiva, de natureza condenatória, contra a

emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora, por valor agregado que

ultrapasse R$ 40.000, valor esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do

IGPM, desde que a emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora, não

comprove o pagamento, ao agente fiduciário, no prazo de dez dias úteis a partir do

pagamento, do valor agregado, nos prazos e termos estabelecidos em referida decisão judicial

transitada em julgado ou decisão arbitral definitiva;

7) Vencimento antecipado de qualquer dívida da emissora ou de qualquer controlada, direta ou

indireta, da emissora, em montante unitário ou agregado igual ou superior a R$ 25.000, valor

esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGPM;

8) Falta de pagamento pela emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora de

quaisquer dívidas financeiras em valor agregado igual ou superior a R$ 25.000, valor esse que

deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGPM;

9) Falta de cumprimento por parte da emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da

emissora, durante a vigência da emissão de debêntures, das leis, normas e regulamentos,

inclusive ambientais, que afetem ou possam afetar a capacidade da emissora de cumprir fiel e

integralmente com suas obrigações previstas na escritura de emissão; e

10) Qualquer alteração do objeto social previsto no estatuto social da emissora que altere a

atividade social preponderante.

Em relação à observância de metas de índices financeiros, temos:


Ebitda Consolidado/Despesas Financeiras Consolidadas igual ou superior a 1,8, até 30.06.06, e

igual ou superior a 2,0, após 30.06.06;

Dívida Consolidada/Ebitda Consolidado de, no máximo 4,0; e

Dívida Consolidada/(Dívida Consolidada + Patrimônio Líquido) de, no máximo 0,42.

2) 4.ª Emissão de Debêntures

Ebitda Consolidado/Despesas Financeiras Consolidadas igual ou superior a 2,0;

Dívida Líquida Consolidada/Ebitda Consolidado de, no máximo 4,0; e

Dívida Líquida Consolidada/(Dívida Líquida Consolidada + Patrimônio Líquido + Participações

minoritárias) de, no máximo 0,42.

�


129

As escrituras das emissões de debêntures apresentam a seguinte definição de Ebitda: em relação

aos 12 meses anteriores à data de apuração do índice, o somatório (1) do resultado antes de

deduzidos os impostos, tributos, contribuições e participações; (2) das despesas de depreciação e

amortização ocorridas no período; (3) das despesas financeiras consolidadas deduzidas das

receitas financeiras; e (4) das despesas não operacionais deduzidas das receitas não

operacionais, excluindo-se os valores não desembolsados referentes a UTE Araucária.

b) Debêntures – Copel Distribuição

Emissão de debêntures simples, concluída em 09.05.2002, com subscrição integral no valor total

de R$ 500.000, dividida em três séries (R$ 100.000, R$ 100.000 e R$ 300.000, respectivamente),

com prazo de vigência de cinco anos, vencíveis em 1º.03.2007. A primeira série foi readquirida em

27.02.2004 e a segunda série foi repactuada em março de 2005, com remuneração da taxa DI,

capitalizada de spread de 1,50% a.a., com vencimento para 1º.03.2007.

A espécie das debêntures é sem preferência (quirografária), com garantia pela fiança conjunta e

solidária das subsidiárias integrais da Copel. Não são conversíveis em ações e têm forma

escritural. A destinação dos recursos foi à quitação do Euro-Commercial Paper e aplicação no

programa de investimentos das subsidiárias integrais relativo aos exercícios de 2002 a 2004.

Na sua emissão, a remuneração da primeira e segunda séries foi equivalente à variação da taxa DI

(calculada e divulgada pela Cetip), expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias,

capitalizada de spread de 1,75% ao ano. São pagas semestralmente no primeiro dia útil dos meses

de março e setembro. A terceira série tem seu valor nominal unitário remunerado a partir da data

de emissão, 1º.03.2002, pela variação do IGPM, pelo número de dias úteis, mais juros de 13,25%

ao ano. Os juros são pagos anualmente no primeiro dia útil de março, com atualização pela

variação do IGPM, em parcela única, juntamente com o principal.

A escritura apresenta as cláusulas prevendo vencimento antecipado nas seguintes hipóteses:

1) Não pagamento do principal ou da remuneração ou de quaisquer outros valores devidos em

razão das debêntures nas respectivas datas de pagamento e/ou vencimento;

2) Protesto legítimo e reiterado de títulos contra a emissora e/ou qualquer das fiadoras, cujo valor

agregado inadimplido ultrapasse R$ 16.000, salvo se o protesto tiver sido efetuado por erro ou

má-fé de terceiros, desde que validamente comprovado pela emissora e/ou pela(s)

respectiva(s) fiadora(s), conforme o caso, ou se for cancelado ou ainda se prestadas garantias

em juízo, em qualquer hipótese, no prazo máximo de 03 dias úteis de sua ocorrência;

3) Pedido de concordata preventiva formulado pela emissora ou por qualquer uma das fiadoras;

�


130

4) Extinção, dissolução, liquidação ou decretação de falência da emissora ou de qualquer uma

das fiadoras;

5) Não cumprimento pela emissora ou por qualquer das fiadoras de qualquer obrigação prevista

nesta escritura, não sanada em até 30 dias, contados do aviso escrito enviado pelo agente

fiduciário, sendo certo que o prazo de 30 dias para o saneamento de qualquer violação à

presente escritura não será aplicável às demais hipóteses de vencimento antecipado previstas

nesta cláusula 6.1;

6) Vencimento antecipado de qualquer dívida da emissora, de qualquer de suas controladas ou

das fiadoras em valor superior a R$ 16.000;

7) Alteração estatutária da emissora e/ou das fiadoras que implique redução de seu capital

social, ou direito de recesso de seus acionistas, bem como reorganização societária (incluindo,

sem limitação, a realização de cisão) envolvendo a emissora, qualquer das fiadoras e/ou seus

respectivos ativos, que possa, de qualquer forma, afetar, direta ou indiretamente, o

cumprimento das obrigações da emissora e/ou de qualquer das fiadoras previstas nesta

escritura;

8) Penhora de bens da emissora ou de qualquer das fiadoras em valor superior a R$ 50.000, em

qualquer processo judicial;

9) O Estado do Paraná deixe de deter, direta ou indiretamente, pelo menos, 51% do capital com

direito de voto da emissora (“alteração do controle”) a menos que (i) não haja qualquer

modificação ou alteração das obrigações das fiadoras, nos termos da cláusula VII; e (ii) tal

alteração do controle não implique redução de qualquer das notas (ratings) atribuídos à

emissão em 2 ou mais níveis (notches) em relação ao rating atribuído à emissão no momento

imediatamente anterior a Alteração do Controle; e

10) Perda de concessão, alvarás, licenças ambientais ou de funcionamento, ou perda da

capacidade da emissora e/ou qualquer das fiadoras para a execução e operação dos serviços

de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que represente, em conjunto, a

qualquer tempo, valor superior a 25% da receita operacional líquida consolidada da emissora

constante das últimas demonstrações financeiras divulgadas pela emissora.

c) Debêntures – Elejor

O contrato da primeira emissão de debêntures da Elejor foi realizado com a BNDES Participações

S.A. – BNDESPAR, com interveniência da Copel Participações, denominada “Acionista

Garantidora” com a Copel.

�


131

Os recursos captados apresentam as seguintes finalidades:

1) Investimentos no Complexo Energético Fundão-Santa Clara, no rio Jordão, no Estado do

Paraná;

2) Investimentos em duas pequenas centrais hidrelétricas, PCH Santa Clara I e PCH Fundão;

3) Pagamento de 50% dos valores aportados entre 1º.07.2004 e 30.09.2004, conforme contrato

de mútuo celebrado em 07.04.2004 com a Acionista Garantidora;

4) Pagamento integral dos aportes de recursos realizados pela Acionista Garantidora no período

de 1º.10.2004 até a data da primeira integralização das debêntures;

5) Pagamento de despesas operacionais inerentes à atividade social da emissora, inclusive

aquisição de energia elétrica para suprimento de compromisso de fornecimento; e

6) Financiamento dos programas socioambientais relacionados à realização dos investimentos

no Complexo Energético Fundão-Santa Clara.

Foram emitidas 1.000 debêntures, sob forma escritural e sem emissão de cautelas ou certificados.

A emissão foi em duas séries, a primeira de 660 e a segunda de 340. As duas séries foram

nominativas, conversíveis em ações ordinárias e preferenciais da classe “C”, a critério dos

debenturistas.

O valor total da emissão foi de R$ 255.626. As debêntures tiveram valor nominal unitário de R$ 256

na data da emissão, 15.02.2005. As debêntures terão seu valor nominal atualizado segundo a

variação da TJLP.

A primeira série tem vencimento final em 15.02.2015. O período de carência do principal é de 48

meses contados da emissão, a partir do qual a amortização dar-se-á em 24 parcelas trimestrais na

forma da escritura. A primeira amortização ocorrerá em 15.05.2009.

A segunda série tem vencimento final em 15.02.2016. O período de carência do principal é de 60

meses, a partir do qual a amortização dar-se-á em 24 parcelas trimestrais, na forma da escritura. A

primeira amortização ocorrerá em 15.05.2010.

�


132

Os juros da primeira e segunda séries serão remunerados segundo a variação da TJLP, acrescido

de um spread de 4% a.a., incidente sobre o saldo devedor das séries. Os juros da primeira série

serão pagos anualmente, nos primeiros doze meses, contados da data da emissão, e

trimestralmente durante todo o restante do prazo, sendo o primeiro vencimento em 15.02.2006 e o

último em 15.02.2015. Os juros da segunda série serão pagos anualmente nos primeiros 24 meses

contados a partir da data de emissão, e trimestralmente durante todo o restante do prazo, sendo o

primeiro em 15.05.2007 e o último em 15.02.2016.

O contrato apresenta as seguintes garantias:

1) Fidejussória (carta de fiança) emitida pela Copel Participações, a qual se obriga como fiadora

e principal pagadora perante os debenturistas;

2) Penhor de direitos emergentes do contrato de concessão: nos termos dos instrumentos

particulares de vinculação de receitas e outras avenças celebrados entre a emissora, o agente

fiduciário e o banco depositário, constituiu-se penhor, em caráter irrevogável e irretratável, com

a devida autorização da Aneel; e

3) Vinculação de receitas e reserva de meios de pagamentos: por instrumento celebrado entre a

emissora, o agente fiduciário e o banco depositário, constituiram-se conta centralizadora e

conta reserva, com vigência até a final liquidação de todas as obrigações deste contrato.

Em relação às cláusulas de rescisão de contrato, além das hipóteses previstas nos artigos 39 e 40

do Regulamento do BNDES aplicáveis a seus contratos, e se a Assembléia Geral de debenturistas,

pelo voto dos que detenham 50% + 1 (cinqüenta por cento mais uma) das debêntures em

circulação assim deliberar, o agente fiduciário poderá declarar antecipadamente vencidas todas as

debêntures objeto da emissão e exigir o pagamento, pela emissora, da dívida relativa ao saldo

devedor das debêntures, acrescido de juros e demais encargos, na ocorrência dos seguintes

eventos:

1) Protesto de títulos contra a emissora no valor igual ou superior a R$ 5.000, do qual resulte

riscos à solvabilidade da Elejor, sendo tal valor corrigido anualmente pelo IGPM, divulgado

pela Fundação Getúlio Vargas;

2) Pedido de concordata preventiva formulada pela emissora;

3) Liquidação ou decretação de falência da emissora;

4) Vencimento antecipado de qualquer dívida da emissora em razão e inadimplemento

contratual, cujo montante seja igual ou superior a R$ 5.000 corrigidos anualmente pelo IGPM;

�


133

5) A inclusão, em acordo societário ou estatuto da emissora, com exceção dos acordos já

existentes e devidamente registrados em livro, de dispositivo pelo qual seja exigido quorum

especial para deliberação ou aprovação de matérias que limitem ou cerceiem o controle da

Companhia pelos controladores, ou ainda, inclusão naqueles documentos, de dispositivos que

importe em: i) restrições à capacidade de crescimento da Elejor ou desenvolvimento

tecnológico; ii) restrições a novos mercados; e iii) restrições ou prejuízo à capacidade de

pagamento das obrigações financeiras desta operação;

6) As declarações realizadas na Escritura, pela emissora, sejam falsas ou enganosas, ou ainda,

de forma relevante, incorretas ou incompletas; e

7) Ocorrência de qualquer incorporação, fusão, cisão, transformação ou qualquer outra

reorganização societária, ou de ativos relevantes, bem como, qualquer redução do capital, ou

criação de ações resgatáveis pelas emissoras sem prévia autorização pela BNDESPAR.

�


134

22 Fornecedores

.

2006 2005

Encargos de uso da rede elétricaUso da rede básica 45.383 41.765 Transporte de energia 2.728 3.102 Uso da conexão 213 252

48.324 45.119 Suprimento de energia elétrica

Eletrobrás (Itaipu) 71.874 77.921 Cia. de Interconexão Energética - Cien 63.000 63.000 Cia. de Interconexão Energética - Cien - NC 62.862 175.452 Foz do Chopim Energética Ltda. (a) - 69.244 Furnas Centrais Elétricas S.A. 28.730 18.348 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 16.721 - Companhia Energética de São Paulo - Cesp 9.588 - Itiquira Energética S.A. 7.386 7.037 Dona Francisca Energética S.A. 4.413 4.182 Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A. (b) 2.829 2.426 Administracion Nac. de Eletr. - Ande (Paraguai) 1.341 4.763 Concessionários - CCEE (NE nº 48) 1.248 - Outros concessionários 24.173 33.425

294.165 455.798 Materiais e serviços

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - aquisição de gás pela Copel Geração (c) - 478.502 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - aquisição de gás pela Compagas 37.871 16.586 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - aquisição de gás pela Compagas - NC 268 268 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - repactuação - NC (c) 170.183 - Cia. Paranaense de Gás - Compagas - multas contratuais - 283.198 Outros fornecedores 74.721 58.358 Outros fornecedores - NC 899 889

283.942 837.801

626.431 1.338.718

Circulante 392.219 1.162.109

Não Circulante - NC 234.212 176.609

Consolidado

a) Foz do Chopim Energética Ltda.

Através da assinatura, em 23.10.2006, do termo de transação e quitação celebrado entre a Copel e

Foz do Chopim Energética Ltda., foram extintos os processos judiciais nos quais a Companhia

pleiteava nulidade do contrato de compra e venda de energia elétrica e seus aditivos, assim como

extinção da ação judicial na qual a Foz do Chopim requeria o recebimento dos valores devidos pela

energia elétrica entregue. Ficou pactuada, ainda, a extinção do contrato de mútuo assinado entre

as partes. Constitui objeto do acordo a quitação mútua e recíproca das obrigações principais e

acessórias mantidas entre as partes decorrentes dos contratos firmados. Por intermédio do citado

termo, a Copel pagou à Foz do Chopim o valor de R$ 31.018, representado pelo saldo resultante

da compensação de créditos e débitos recíprocos.

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135

b) Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.

As empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A. requereram a

instauração de procedimentos arbitrais perante a Câmara de Arbitragem da Fundação Getúlio

Vargas, sob os nºs 001 e 002/2004, por meio dos quais pleiteavam o pagamento dos valores das

parcelas vencidas, bem como a multa rescisória, relativamente aos contratos de compra e venda

de energia elétrica firmados com a Copel Distribuição. Os procedimentos arbitrais foram julgados

procedentes, de forma que a Copel Distribuição foi condenada ao pagamento dos valores

pleiteados, acrescidos de honorários advocatícios.

Ressalte-se que os contratos objeto dos procedimentos arbitrais estão sendo questionados em

ação popular, na qual a nulidade destes é pleiteada (CVCEE/COPEL-DIS/DCOD/CPR nº 16/2002,

Rio Pedrinho e CVCEE/COPEL-DIS/DCOD/CPR nº 17/2002, Salto Natal), sob o argumento de que

estes seriam lesivos ao patrimônio da Companhia.

Também está em trâmite ação declaratória de nulidade da cláusula arbitral desses contratos

interposta pela Companhia, atualmente sob nº 380/2005, perante a 2ª Vara da Fazenda Pública,

Falências e Concordatas da Comarca de Curitiba.

Em virtude das restrições impostas à Copel pela suposta inadimplência desses contratos, a

Companhia interpôs e obteve êxito na Medida Cautelar nº 1.392/2004, cuja decisão foi confirmada

por maioria pelo Tribunal de Justiça do Estado do Paraná, para não permitir qualquer tipo de

constrangimento à Copel, considerando que o contrato está sub judice em virtude da ação

declaratória e da ação popular mencionadas.

A Copel também ingressou com ação ordinária, distribuída para a 2ª Vara da Fazenda Pública

(autos nº 950/2005), pela qual pleiteia a declaração de nulidade dos contratos e das sentenças

arbitrais, tendo os réus sido citados em 30.09.2005.

As empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A. ofereceram

contestação, tendo sido o processo encaminhado ao Ministério Público para manifestação, o qual

não emitiu qualquer pronunciamento até o encerramento destas demonstrações contábeis.

Essas empresas ingressaram com execução de título judicial, contra a Copel Distribuição,

executando as sentenças arbitrais.

A Copel Distribuição foi citada e apresentou bens a penhora.

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136

A Copel irá interpor embargos à execução, pretendendo, através de tal medida, colocar em

discussão a validade das sentenças arbitrais que já está sendo objeto de discussão na ação

declaratória em curso (autos nº 950/2005), para a qual a Companhia efetuou conservadoramente

provisão complementar de R$ 49.074, conforme mencionado na NE nº 27.

c) Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

O valor referente às obrigações com a Petrobras, no montante de R$ 170.183, refere-se à provisão

para pagamento da quantidade de gás garantida no contrato original firmado entre a Copel e

Compagas, onde estava previsto o pagamento, mesmo não havendo o respectivo consumo “take

or pay”. O contrato também previa recuperação de gás referente à parte do valor pago por 7 anos,

vinculado ao consumo equivalente de gás. Entretanto, sua efetiva recuperação estava atrelada ao

normal cumprimento do contrato, ficando prejudicada em função do acordo celebrado entre a

Copel, a Petrobras e a Compagas.

Em 07.03.2006, por meio de fato relevante divulgado ao mercado, a Copel informou que, no dia

anterior, havia assinado, com a Petrobras, acordo visando equacionar as pendências referentes ao

contrato de gás para a Usina Termelétrica de Araucária, cujas bases haviam sido previamente

comunicadas ao mercado em fato relevante de 24.02.06. O acordo consistiu na assinatura de

Contrato de Transação Extrajudicial pelo qual a Copel Geração, tendo como devedora solidária a

Copel, confessou dívida de R$ 150.000 para com a Petrobras, esta na qualidade de cessionária

dos créditos da Compagas junto à Copel Geração, a ser paga em 60 parcelas mensais, a partir de

janeiro de 2010, sendo os valores corrigidos pela taxa Selic. No entanto, o aperfeiçoamento dessa

transação e a consolidação de seus efeitos financeiros e contábeis estavam subordinados à

satisfação de duas condições antecedentes:

1) Aprovação da Aneel da dação, pela Copel Geração, de seus recebíveis em garantia do

pagamento da dívida que confessou em favor da Petrobras, condição essa que foi satisfeita

por meio do Despacho nº 769, de 13.04.2006, publicado no D.O.U. de 17.04.2006, pelo qual a

referida Agência aprovou a constituição da referida garantia, formada por recebíveis da Copel

Geração, correspondente a 2,56% da receita líquida da concessionária; e

�


137

2) Negociação, com a Compagas, dos montantes e condições de pagamento, (i) dos valores

referentes às penalidades (multas contratuais e juros de mora) previstas no Contrato de

Compra e Venda de Gás Natural firmado pela Copel Geração com a Compagas em

05.06.2002, obrigações essas que – em face da assinatura do Contrato de Transação Extra

Judicial entre a Petrobras e a Copel, que regularizou o principal do referido contrato de compra

de gás – deveriam então ser consideradas quitadas, inexigíveis; e (ii) dos valores referentes à

margem devida pela Copel Geração à Compagas sobre o faturamento das parcelas “take or

pay” e “ship or pay” do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural, os quais não estão

compreendidos na negociação realizada com a Petrobras por meio do Contrato de Transação

Extrajudicial e Confissão de Dívida, cujo objeto restringiu-se apenas ao principal da dívida.

Em decorrência da negociação pela Copel Geração dos valores referidos no item 2 acima –

inclusive do reconhecimento conjunto de que as mencionadas penalidades contratuais tornaram-se

inexigíveis, cujas tratativas foram concluídas no mês de maio de 2006, e imediatamente após,

porque só assim restou aperfeiçoado o Contrato de Transação Extrajudicial firmado entre a

Petrobras, a Compagas, a Copel Geração e a Copel –, foram revertidos os provisionamentos que a

Copel vinha efetuando até a presente data, para fazer frente a todas as obrigações oriundas do

Contrato de Compra e Venda de Gás Natural (principal, multas contratuais, encargos moratórios e

margem), de modo que o conseqüente resultado (redução das obrigações) foi refletido

contabilmente no fechamento do semestre.

No Termo de Consentimento, a Petrobras declara que nada tem a opor quanto à aquisição por

parte da Copel das cotas da El Paso na “El Paso Empreendimentos e Participações Ltda.”,

controladora da UEG Araucária, passando esta controladora a se denominar Copel

Empreendimentos Ltda. Esta operação, já formalizada em 30.05.2006, resultou no aumento da

participação da Copel na UEG Araucária, mediante o pagamento do equivalente a US$ 190.000.

Da UEG Araucária Ltda., a Copel passou a controlar 20% diretamente e 60% indiretamente, por

meio da Copel Empreendimentos Ltda. A Petrobras permanece com 20% das quotas.

Pelo Protocolo de Intenções, a Petrobras envidará os melhores esforços para atendimento às

necessidades de suprimento de combustível para a operação da UEG Araucária, a partir de 2010,

podendo esse combustível ser gás natural ou fonte energética alternativa.

O acordo com a Petrobras e o Memorando de Intenções equacionaram, de forma amigável, as

divergências existentes sobre o contrato de fornecimento de gás para a Usina Termelétrica de

Araucária e possibilitam buscar a sua viabilidade técnica e operacional.

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138

Em 30.05.2006, a Copel Geração assinou Termo de Ratificação de Quitação Mútua com a

Compagas, no qual as partes dão-se plena, geral, rasa, irrevogável e irretratável quitação mútua de

todas as obrigações e direitos decorrentes do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural que

celebraram entre si em 30.05.2000, rescindido em 31.05.2005, nada mais tendo a reclamar uma

contra a outra, a qualquer título, a partir da assinatura do Contrato de Transação Extrajudicial com

Confissão de Dívida que ajustaram juntamente com a Petrobras, com a participação da Copel,

remanescendo a dívida ali confessada pela Copel Geração no montante principal de R$ 150.000,

que será paga por esta ou pela Copel diretamente à Petrobras, na forma ali estabelecida,

ressalvando-se só e especificamente as parcelas referentes à Margem de Distribuição da

Compagas. Pelo disposto no Termo de Ratificação de Quitação Mútua com a Compagas, em

31.05.2006, o montante de R$ 355.929, correspondente a multas contratuais de compra e

transporte de gás, deixou de ser exigido, ou seja, foi considerado integralmente quitado.

Tendo em vista a assinatura dos acordos mencionados acima, a Copel em 31.05.2006 reconheceu

no resultado do exercício, a redução dos passivos transacionados, no montante de R$ 654.044,

sendo classificados R$ 298.115 na rubrica matéria prima e insumos para produção de energia,

R$ 283.198 na rubrica descontos obtidos, R$ 72.731 contabilizados como reversão de despesa

financeira relativa aos encargos apropriados no ano de 2006. Até dezembro de 2006, a Companhia

apropriou R$ 20.183 em despesas financeiras referentes à correção contratual do saldo

remanescente.

23 Folha de Pagamento e Provisões Trabalhistas

.

2006 2005Folha de pagamento

Participação nos lucros e/ou resultados de 2006 (NE nº 34.a) 52.028 32.294 Folha de pagamento, líquida 426 321 Impostos e contribuições sociais 16.408 15.344 Consignações a favor de terceiros 2 2

68.864 47.961 Provisões trabalhistas

Férias 49.394 45.522 Encargos sociais sobre férias e 13º salário 15.960 14.843

65.354 60.365

134.218 108.326

Consolidado

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139

24 Taxas Regulamentares

.

2006 2005Conta de consumo de combustível - CCC 33.141 1.051 Conta de desenvolvimento energético - CDE 13.258 10.934 Compensação financeira - recursos hídricos 7.073 12.382 Reserva global de reversão - RGR 5.306 5.760 Taxa de fiscalização - Aneel 1.324 1.117 Encargos de capacidade emergencial 71 10.021

60.173 41.265

Consolidado

25 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

.

2006 2005Pesquisa e desenvolvimento - P&D 111.520 36.777 Programa de eficiência energética - PEE 62.796 36.417

174.316 73.194

Consolidado

A Resolução Normativa Aneel nº 176, de 28.11.2005, estabeleceu critérios para aplicação de

recursos em Programa de Eficiência Energética – PEE pelas concessionárias ou permissionárias

do serviço público de distribuição de energia elétrica, de acordo com o regulamento estabelecido

por aquela Agência Reguladora. Na mesma Resolução, foi aprovado o Manual do Programa de

Eficiência Energética.

Esse Manual define regras para a contabilização dos custos do PEE, estabelecendo como

competência, para efeito do registro contábil do passivo e resultado, o mesmo mês de faturamento

da receita cobrada dos consumidores de energia. O manual também prevê que, sobre o saldo do

passivo, incidirão juros a partir do mês subseqüente ao faturamento, até o mês da efetiva aplicação

dos recursos, calculados com base na taxa Selic.

A Resolução Normativa Aneel nº 219, de 11.04.2006, aprovou o Manual dos Programas de

Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica, bem como a forma de

cálculo da Receita Operacional Líquida – ROL para 2006. Em outubro de 2006, através da

Resolução Normativa Aneel nº 233, de 24.10.2006, foram estabelecidos critérios e procedimentos

para cálculo, aplicação e recolhimento, pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas, dos

recursos a serem destinados aos projetos de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento,

bem como ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e ao

Ministério de Minas e Energia – MME, previstos na Lei nº 9.991/00.

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140

Diante do exposto, os saldos em provisões de Pesquisa e Desenvolvimento e Programa de

Eficiência Energética são compostos da seguinte forma:

. Saldo em Aplicado e Saldo a Saldo a aplicar 2006- não concluído recolher em projetos

Pesquisa e desenvolvimento - P&DFNDCT 22.058 - 22.058 - MME 29.581 - 29.581 - P&D 59.881 10.860 - 49.021

111.520 10.860 51.639 49.021

Programa de eficiência energética - PEE 62.796 3.929 - 58.867

174.316 14.789 51.639 107.888

Os valores provisionados em Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética –PEE,

referem-se a recursos a serem aplicados em projetos, nos quais existem valores já em andamento

e valores a serem aplicados, que dependem de homologação da agência reguladora Aneel.

Com relação aos valores a serem recolhidos ao Ministério de Minas e Energia – MME, a Aneel,

através da Resolução Normativa nº 233, de 24.10.2006, regulamentou a forma de pagamento em

quota única, com vencimento para 1º.03.2007, referente aos exercícios de 2003 a 2005 e para os

exercícios seguintes os pagamentos serão efetuados em duodécimos.

Os valores devidos ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT

referem-se às parcelas restantes do exercício de 2005 e a todo o exercício de 2006, a ser pago em

duodécimos a partir de abril de 2007.

Em 2006, a fim de atender ao estabelecido pela Aneel, a Companhia revisou os cálculos dos

montantes de recursos a serem aplicados para os programas de eficiência energética e para os

programas de pesquisa e desenvolvimento, relativos aos exercícios de 2001 a 2005,

complementando o ajuste de exercícios anteriores registrados em dezembro de 2006, conforme

demonstrado a seguir:

.PEE P&D

Ajustes em lucros acumulados 2006 2005Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (passivo circulante) 18.877 46.906 65.783 43.206 Impostos diferidos ativos (6.418) (15.948) (22.366) (14.690)

12.459 30.958 43.417 28.516

Consolidado Total

�


141

26 Outras Contas a Pagar

.

2006 2005Passivo circulante

Encargo da concessão - outorga Aneel 29.489 5.746 Taxa de iluminação pública arrecadada 16.796 14.951 Entidades seguradoras - prêmios a pagar 2.260 1.837 Indenização Comunidade Indígena Apucaraninha 2.240 - Devolução - antecipação universalização obras 1.598 1.586 Consumidores - outros 1.527 1.791 Adiantamentos recebidos de clientes 1.479 1.102 Cauções em garantia 1.459 508 Devolução de faturas 419 428 Empréstimos compulsório Eletrobrás 132 3.225 Outras obrigações 1.899 3.327

59.298 34.501

Passivo não circulante

Indenização Comunidade Indígena Apucaraninha 8.960 -

8.960 -

Consolidado

27 Provisões para Contingências

A Companhia responde por diversos processos judiciais de natureza trabalhista, tributária e cível,

perante diferentes tribunais e instâncias. A Administração da Companhia, fundamentada na opinião

de seus assessores legais, mantém provisão para contingências sobre as causas cuja

probabilidade de perda é considerada provável.

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142

Os saldos consolidados das provisões para contingências, líquidos dos depósitos judiciais, são os

seguintes:

Consolidado Depósitos Provisão Provisão Contingências judiciais líquida líquida

2006 2005

Trabalhistas (a) 88.027 (10.706) 77.321 82.667

Regulatórias (b) 2.083 - 2.083 -

Cíveis:Fornecedores (NE nº 22.b) (c) 49.074 - 49.074 - Servidões de passagem (d) 15.011 - 15.011 13.384 Cíveis e direito administrativo (e) 12.731 (385) 12.346 32.059 Consumidores (f) 11.065 (32) 11.033 18.558 Desapropriações (d) 9.119 - 9.119 7.776 Ambientais (g) 156 - 156 -

97.156 (417) 96.739 71.777 Fiscais:

Tributárias (h) 55.879 (9.767) 46.112 30.741 Pasep (i) 14.562 (14.344) 218 218 Cofins (j) - - - 197.549 INSS - - - 25.625

70.441 (24.111) 46.330 254.133

257.707 (35.234) 222.473 408.577

A mutação das provisões consolidada é a seguinte:

Consolidado Saldo Baixas / Saldo Provisão Constituições reversões Quitações Provisão

2005 2006

Trabalhistas 82.667 18.260 (8.152) (4.748) 88.027

Regulatórias - 2.083 - - 2.083

Cíveis:Fornecedores - 49.074 - - 49.074 Servidões de passagem 13.384 5.655 (4.028) - 15.011 Cíveis e direito administrativo 32.059 8.034 (25.890) (1.472) 12.731 Consumidores 20.205 - (9.003) (137) 11.065 Desapropriações 7.776 3.097 (1.754) - 9.119 Ambientais - 156 - - 156

73.424 66.016 (40.675) (1.609) 97.156 Fiscais:

Tributárias 30.741 29.660 (4.522) - 55.879 Pasep 14.263 299 - - 14.562 Cofins 197.549 - (197.549) - - INSS 25.625 - (25.625) - -

268.178 29.959 (227.696) - 70.441

424.269 116.318 (276.523) (6.357) 257.707

�


143

Em atendimento a Deliberação CVM nº 489, de 03.10.2005, o montante de causas classificadas

como de perda possível, estimadas pela Companhia em 31.12.2006, totalizou R$ 1.193.179,

distribuídas em ações de natureza trabalhistas em R$ 41.164, regulatórias R$ 714.568, cíveis

R$ 174.908 e tributárias R$ 262.539. Quanto à ação de natureza regulatória, referente ao

Despacho Aneel nº 288/2002, convém salientar serem boas as chances de êxito da demanda

judicial através da qual a Companhia visa eximir-se do encargo, conforme opinião de seus

assessores jurídicos e o consignado na NE nº 48 destas demonstrações, sob o título Câmara de

Comercialização de Energia – CCEE.

Os saldos de depósitos judiciais registrados no ativo não circulante estão demonstrados abaixo:

2006 2005

Trabalhistas - - 68.650 62.693

Cíveis:Servidões de passagem - - 7.149 6.852 Cíveis - - 13.982 10.946 Consumidores - - 1.640 -

- - 22.771 17.798 Fiscais:

INSS 47.934 48.015 47.934 48.015 47.934 48.015 47.934 48.015

.Outros depósitos judiciais 1 - 1.599 985

47.935 48.015 140.954 129.491


Os depósitos judiciais referem-se a valores que a Copel deposita para garantir execuções

(trabalhistas e cíveis). Após o processo de conhecimento, inicia-se o processo de execução. Na

citação para pagar o valor devido, a Copel deposita o valor à disposição do Juízo e, se houver

argumentos, faz a impugnação dos cálculos. Após a decisão da impugnação, o Juiz determina

levantamento pelo autor do valor que ele tem à disposição e o valor que eventualmente a Copel

tem devido ao reconhecimento de erro nos cálculos.

�


144

Os saldos da Companhia são os seguintes:

Companhia Depósitos Provisão Provisão Contingências judiciais líquida líquida

2006 2005

Cíveis (e) 15 - 15 28

Fiscais:Tributárias (i) 33.816 (9.767) 24.049 7.210 Pasep (j) 14.562 (14.344) 218 218 Cofins (k) - - - 197.549

48.378 (24.111) 24.267 204.977

48.393 (24.111) 24.282 205.005

A mutação das provisões da Companhia é a seguinte:

Companhia Saldo Baixas / Saldo Provisão Constituições reversões Quitações Provisão

2005 2006

Cíveis 28 15 (28) - 15

Fiscais:Tributárias 7.209 26.607 - - 33.816 Pasep 14.263 299 - - 14.562 Cofins 197.549 - (197.549) - -

219.021 26.906 (197.549) - 48.378

219.049 26.921 (197.577) - 48.393

a) Trabalhista

Refere-se a ações movidas por ex-empregados contra a Companhia, envolvendo cobrança de

horas-extras, periculosidade, adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e

outras e, também, ações movidas por ex-empregados de seus empreiteiros (responsabilidade

solidária) e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), envolvendo cobrança de

parcelas indenizatórias e outras.

�


145

b) Regulatórias

Em face das competências de regulação e fiscalização atribuídas à Agência Nacional de Energia

Elétrica - Aneel pela Lei nº 9.427, de 1996, relativamente a atividades concernentes a serviços e

instalações de energia elétrica, cumpre aos titulares de concessão, permissão ou autorização,

sociedades subsidiárias da Companhia, responder aos processos administrativos formalizados no

âmbito da Administração Pública Federal, em conformidade com a Lei nº 9.784/1999, observada a

competência para explorar e legislar de que tratam os artigos 20, VIII, 21, XII, b) e 175 da

Constituição Federal. Exaurida a esfera administrativa em desfavor da titular interessada, poderá

se formar o contencioso judicial decorrente. Tanto na esfera administrativa quanto na esfera

judicial, o objeto da demanda no segmento regulatório versará sobre aspectos legais e

regulamentares dos respectivos contratos de concessão ou atos de outorga autorizativos,

confrontados com o poder/dever de regulação e fiscalização de que é titular a Agência setorial.

Dessa maneira, atualmente, em ambas as esferas, existem demandas administrativas e/ou

judiciais tendo por objeto, por exemplo, atos administrativos publicados pela Aneel, inclusive

referentes a penalidades, a todos, porém, manifestada oposição.

c) Fornecedores

Detalhamento das ações de fornecedores está descrito na NE nº 22.

d) Servidões de passagem e desapropriações

O contencioso patrimonial da Copel refere-se a ações de desapropriações, servidões de

passagem, reintegrações de posse, usucapiões, retificações de áreas, e outras de cunho

patrimonial, sendo que desembolso efetivo ocorre para as duas primeiras, a título de indenizações

e são sempre obrigatórias em função de preceito constitucional contido no artigo 5º, inciso XXIV,

da Constituição Federal, que obriga à justa e prévia indenização em dinheiro pelo desapossamento

compulsório de áreas pela Administração Pública.

Entretanto, tais valores são classificados como investimentos e não como despesas, uma vez que

já são embutidos por ocasião da previsão orçamentária para as obras.

Estas ações patrimoniais têm como finalidade regularizar os terrenos que serão objeto de

empreendimentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, com transferência da

propriedade à Copel em caso de desapropriação e restrições de uso para respeito às faixas de

segurança das linhas de transmissão, no caso das servidões de passagem.

�


146

As demais ações citadas visam regularizar os terrenos já desapropriados e servientes, que

sofreram esbulho ou turbação da posse (reintegrações de posse), ou mudanças nas configurações

físicas das áreas (retificações) sem respeitar as divisas das áreas da Copel (usucapiões). Nesses

tipos de ações apenas ocorrem despesas judiciais, sem outras indenizações.

e) Cíveis e direito administrativo

Ações pleiteando indenização por acidentes com a rede de distribuição de energia elétrica e

acidentes com veículos.

f) Consumidores

Ações pleiteando ressarcimento de danos causados em aparelhos eletrodomésticos, indenizações

por dano moral decorrente da prestação do serviço (por exemplo, suspensão do fornecimento) e

ações movidas por consumidores industriais questionando a legalidade da majoração da tarifa de

energia elétrica ocorrida na vigência do Plano Cruzado, conforme as Portarias Dnaee n° 38, de

27.01.1986, e n° 45, de 04.03.1986, e pleiteando restituição de valores envolvidos. A Companhia

constituiu provisão tomando por base o diferencial de alíquota, cobrada dos consumidores

industriais, no período de março a novembro de 1986, acrescida de encargos financeiros, cujos

montantes são considerados suficientes.

g) Ambientais

O contencioso ambiental judicial da Copel e de suas Subsidiárias refere-se, basicamente, a ações

civis públicas e ações populares, que têm como finalidade obstaculizar o andamento de

licenciamento ambiental de novos projetos ou a recuperação de áreas de preservação permanente

no entorno dos reservatórios das usinas hidrelétricas utilizadas indevidamente por particulares. Em

caso de eventual condenação, estima-se somente o custo da elaboração de novos estudos

ambientais e o custo de recuperação das áreas de propriedade da Copel.

h) Tributárias

1) Imposto sobre serviços - ISS

As principais discussões referem-se a autuações fiscais lavradas em face da Companhia, por conta

da eventual ausência de retenção, na qualidade de tomadora do serviço contratado junto à terceiro,

do Imposto Sobre Serviço – ISS.

�


147

2) Imposto sobre circulação de mercadorias - ICMS

No que tange ao ICMS, a grande maioria das discussões envolvem a propositura de ação judicial

pelos consumidores do Grupo A contra a inclusão da demanda contratada na base de cálculo do

ICMS.

Todavia, em quase todos esses processos, o Judiciário tem excluído a Companhia do pólo passivo

da ação, mantendo apenas o Estado do Paraná como legitimado passivo por responder por

eventual repetição de valores de ICMS cobrados indevidamente, sobre a demanda contratada de

energia.

3) Imposto sobre propriedade predial e territorial urbana - IPTU

A Companhia vem questionando administrativamente a incidência de IPTU sobre seus bens

vinculados à concessão. Esse argumento, inclusive, vem sendo adotado, com significativo

sucesso, em execuções fiscais movidas pelos municípios do Estado do Paraná contra a

Companhia.

Paralelamente a essas discussões, a Companhia ainda é parte em algumas execuções fiscais

promovidas por alguns municípios, para a cobrança de IPTU e/ou de outros débitos/tributos

municipais.

4) Contribuições previdenciárias

No que se refere às contribuições previdenciárias administradas pelo Instituto Nacional de Seguro

Social – INSS, as demandas judiciais e administrativas envolvem uma gama bastante variada de

discussões.

Em síntese, porém, pode-se dizer que a maioria das discussões judiciais e/ou administrativas

envolvem a posição da Copel como responsável solidária, por eventual ausência de recolhimento

de contribuições previdenciárias devidas por serviços prestados por terceiros contratados pela

Companhia.

5) Imposto sobre a propriedade territorial rural - ITR

As discussões de ITR envolvem, basicamente, o questionamento da incidência deste tributo sobre

as áreas alagadas decorrentes da construção de usinas hidrelétricas, bem como sobre as áreas

atualmente de posse de assentados por força de programas de reassentamento, também

decorrentes de construção de usinas hidroelétricas.

�


148

6) Contribuição de intervenção no domínio econômico - Cide

A Companhia apresentou impugnações administrativas a 5 Notificações de Lançamento lavradas

pela Agência Nacional de Telecomunicações – Anatel, pretendendo a cobrança de eventual débito

complementar a título de fundo de universalização de telecomunicações de janeiro a junho de

2006.

Na ocasião, a Companhia (no caso, a Copel Telecomunicações) demonstra que a base de cálculo

apurada para o recolhimento do Fust, está correta, de acordo com o contido no artigo 6º, IV,e 10,

caput, da Lei nº 9998/2000, não havendo que se falar em débito complementar.

i) PIS/Pasep

As contingências com PIS/Pasep encontram-se em discussão na esfera administrativa e estão

suportados por depósitos judiciais.

j) Cofins

Em 18.08.1998, o Tribunal Regional Federal da 4ª Região decidiu que as operações relativas à

energia elétrica promovidas pela Copel estavam imunes à incidência da Cofins. Contra o acórdão

do Tribunal, a União propôs ação rescisória em 10.08.2000, obtendo, em agosto de 2003, decisão

favorável suprimindo a anterior, que beneficiava a Copel. Como essa decisão não fosse unânime, a

Copel dela recorreu alegando que a União decaíra do direito de propor a rescisória porque a

citação só se efetivara após transcorrido o prazo de dois anos para manejo da ação. Sua tese foi

acolhida pelo Tribunal Regional Federal da 4ª Região que reverteu a situação, restabelecendo o

acórdão inicial que reconhecera a imunidade quanto à incidência da Cofins sobre as operações

relativas à energia elétrica promovidas pela Companhia. Essa decisão foi publicada em 03.08.2005

e, em setembro de 2005, a União recorreu da mesma ao Superior Tribunal de Justiça.

Nesse cenário, considerando a probabilidade de modificação do acórdão do TRF/4ª Região pelo

Superior Tribunal de Justiça, a administração optou, à época, por manter a provisão constituída em

exercícios anteriores.

O recurso especial foi interposto pela União no Superior Tribunal de Justiça em abril de 2006, sob

o nº REsp 855687, e teve seu seguimento negado por decisão singular do Ministro Relator contra a

qual a recorrente interpôs recurso ao Órgão Julgador que, todavia, em sessão realizada em

12.12.2006, por unanimidade, negou-lhe provimento.

Posteriormente, após a publicação do respectivo acórdão, promoveu-se a reversão da

correspondente provisão, no valor de R$ 197.549 mil, por considerar-se remota a possibilidade de

qualquer modificação da decisão da Corte Superior, a qual já havia transitado em julgado.

�


149

Em 12.03.2007 a Copel , em cumprimento ao disposto na Instrução CVM nº 358/2002, comunicou

ao mercado a reversão acima citada.

28 Patrimônio Líquido

a) Capital social

O capital social integralizado, em 31.12.2006, monta a R$ 3.875.000 e sua composição por ações

(sem valor nominal) e principais acionistas é a seguinte:

Número de ações em milharesAcionistas Preferenciais "A" Preferenciais "B" Total

% % % % Estado do Paraná 85.028.598 58,6 - - 13.639 - 85.042.237 31,1 BNDESPAR 38.298.775 26,4 - - 27.282.007 21,3 65.580.782 24,0 Eletrobrás 1.530.775 1,1 - - - - 1.530.775 0,6 Custódias em bolsa (Brasil) 15.292.833 10,5 121.123 30,3 68.583.031 53,5 83.996.987 30,6 Custódias em bolsa (ADS's) 4.318.164 3,0 - - 32.199.611 25,1 36.517.775 13,3 Prefeituras 184.295 0,1 14.715 3,7 - - 199.010 0,1 Outros acionistas 377.641 0,3 263.802 66,0 146.367 0,1 787.810 0,3

145.031.081 100,0 399.640 100,0 128.224.655 100,0 273.655.376 100,0

Ordinárias

Nas Assembléias Gerais, cada ação ordinária dá direito a um voto.

As ações preferenciais classe “A” não possuem direito a voto, porém detêm prioridade no

reembolso do capital e direito ao recebimento de dividendos de 10% ao ano, não cumulativos,

calculados sobre o capital representado pelas ações dessa classe.

As ações preferenciais classe “B” não possuem direito a voto, mas terão prioridade na distribuição

de dividendos mínimos, calculados com base em 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com a

legislação societária e o estatuto da Companhia. Os dividendos assegurados à classe “B” serão

prioritários apenas em relação às ações ordinárias e somente serão pagos à conta dos lucros

remanescentes, depois de pagos os dividendos prioritários das ações preferenciais classe “A”.

De acordo com o artigo 17 e seus parágrafos, da Lei nº 6.404/1976, os dividendos atribuídos às

ações preferenciais são, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.

b) Reservas de capital

.

2006 2005

Doações e subvenções para investimentos 702 702 Conta de resultados a compensar - CRC 790.555 790.555 Incentivos fiscais - Finam 26.036 26.036

817.293 817.293

Companhia

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150

c) Reservas de lucros

.

2006 2005

Reserva legal 268.323 209.821 Reserva para investimentos 1.415.654 980.069

1.683.977 1.189.890

Companhia

A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer

destinação, limitada a 20% do capital social.

A reserva para investimentos visa à cobertura do programa de aplicações de recursos no ativo

permanente da Companhia, conforme o artigo 196 da Lei das Sociedades Anônimas. Sua

constituição ocorre mediante retenção do remanescente do lucro líquido do exercício, após a

reserva legal e os juros sobre o capital próprio.

.Companhia

2006 2005

Lucro líquido do exercício 1.242.680 502.377 Ajustes de exercícios anteriores (72.642) (28.516) Efeitos fiscais na Copel pela opção de juros sobre o capital próprio (41.820) (41.818) Lucro líquido do exercício sem os efeitos fiscais dos juros sobre o capital próprio 1.128.218 432.043 Reserva legal teórica sobre o lucro acima (56.411) (21.602) Base de cálculo para dividendos mínimos 1.071.807 410.441

Dividendos mínimos obrigatórios (25%) 267.952 102.610 Imposto de renda retido sobre juros sobre o capital próprio 12.999 12.974

Valor do dividendo mínimo ajustado, calculado considerando o efeito do IRRF 280.951 115.584 Valor excedente ao dividendo mínimo obrigatório - 7.411

Remuneração do capital próprio apropriada 123.000 122.995

Distribuição de dividentos 157.951 -

Os juros foram contabilizados em despesas financeiras, e, para efeito das demonstrações, são

apresentados como destinação do lucro líquido do exercício. No resultado do exercício, sua

reversão foi efetuada contra rubrica própria em despesas financeiras, conforme preconiza a CVM.

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151

29 Receita Operacional

.

2006 2005Fornecimento de energia elétrica (a)

Residencial 1.884.064 1.856.980 Industrial 1.751.728 1.649.222 Comercial, serviços e outras atividades 1.172.065 1.092.912 Rural 242.533 242.188 Poder público 175.709 168.008 Iluminação pública 141.386 144.214 Serviço público 132.637 122.359

5.500.122 5.275.883 Suprimento de energia elétrica

Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR (leilão) 634.884 435.588 Contratos bilaterais 457.843 389.605 Contratos com pequenas concessionárias 40.234 39.642 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 158.015 85.102

1.290.976 949.937 Disponibilidade da rede elétrica

Rede elétrica - tarifa de uso do sistema de distribuição - Tusd 135.021 132.463 Rede básica - tarifa de uso do sistema de transmissão - Tust (b) 148.570 135.361 Rede de conexão (b) 182 172

283.773 267.996 Receita de telecomunicações

Serviço de comunicações de dados e de telecomunicações 58.054 57.075 58.054 57.075

Distribuição de gás canalizadoVenda de gás natural 227.081 181.382

227.081 181.382 Outras receitas operacionais

Arrendamentos e aluguéis 40.865 45.970 Renda da prestação de serviços 11.783 14.434 Serviço taxado 7.639 7.733 Outras receitas 1.033 888

61.320 69.025

7.421.326 6.801.298

Consolidado

a) Tarifas e políticas de descontos

A Resolução Homologatória nº 345, de 20.06.2006, estabelece as novas tarifas de fornecimento de

energia elétrica da Copel, a serem aplicadas a partir de 24.06.2006, considerando o reajuste total

de 5,12%, em média. Este índice incorpora os percentuais do Índice de Reajuste Tarifário - IRT de

4,91% e os componentes financeiros externos ao reajuste anual, de 0,21%.

�


152

Desde 2003, a Copel vinha praticando a política de oferecer descontos em suas tarifas, de modo a

incentivar o uso de energia elétrica e contribuir para o crescimento econômico do Estado, pela

atração de novas indústrias e redução da inadimplência. Entretanto, a partir de 24.06.2006, a

Copel suspendeu os descontos sobre a tabela tarifária em vigor, motivado pela redução ocorrida

nas classes tarifárias da baixa tensão, causada pelo processo de realinhamento tarifário, o qual

absorveu os descontos concedidos pela Companhia até 23.06.2006 aos consumidores

adimplentes.

b) Receita com rede básica e rede de conexão

As concessionárias de transmissão têm direito a Receita Anual Permitida (RAP), cujo valor inicial e

critérios de reajuste são estipulados no Contrato de Concessão. A Copel Transmissão é detentora

de dois contratos de concessão, com estruturas diferentes de formação de receita.

O contrato de concessão nº 060/2001 regula a concessão do serviço público de transmissão de

energia elétrica, para as instalações constantes na Resolução Aneel nº 166/2000, de 31.05.2000,

publicada no Diário Oficial da União de 1º.05.2000, denominadas rede básica existente – RBSE,

nas resoluções posteriores expedidas pela Aneel autorizando novas instalações e reforços na rede

básica denominadas RBNI e para as instalações de conexões e demais instalações de transmissão

constantes no processo Aneel 48500.000610/99-21, denominadas RPC. Esta concessão tem o

prazo de 20 anos a contar da data de publicação da Lei nº 9.074/1995, encerrando-se em

07.07.2015. O presente contrato possui cláusula de revisão tarifária, porém as receitas RBSE e

RPC são blindadas, ou seja, não sofrem alteração até o final da concessão.

O Contrato de Concessão 075/2001 regula a concessão do serviço público de transmissão de

energia elétrica, outorgada à Transmissora por Decreto em 07.08.2001, por 30 anos, consistindo

na implantação da linha de transmissão 230 kV com origem na subestação Bateias, em Campo

Largo, e término na subestação Jaguariaíva, suas respectivas entradas de linha e demais

instalações necessárias à operação da linha. O prazo da concessão é de 30 anos contados a partir

da assinatura do contrato, ou seja, 17.08.2031, podendo ser prorrogado por igual período. Este

contrato não possui cláusula de revisão tarifária.

Como os investimentos em ativos de transmissão requerem grandes inversões de capital, possuem

um prazo de concessão em torno de 30 anos e normalmente seus financiamentos são amortizados

nos primeiros 15 anos, ao calcular a receita anual permitida para um empreendimento, a Aneel

normalmente utiliza o perfil em degrau, ou seja, a receita do décimo sexto ano até o final do prazo

de concessão é exatamente a metade da receita do décimo quinto ano. Estas receitas são

reajustadas anualmente no mês de julho pelo Índice Geral de Preços – Mercado (IGPM) da

Fundação Getúlio Vargas.

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153

Conforme constam nos contratos de concessão da Copel Transmissão acima descritos,

observamos a seguinte estrutura de formação das receitas ao longo do período de concessão, bem

como seus critérios de redução:

RBSE 55.769 Receita blindada. Não sofre redução até o final da concessão

RBNI 118.189 Redução de 50% a partir de 2015

RPC 246.042 Receita blindada. Não sofre redução até o final da concessão075/01 RAP 9.906 Redução de 50% a partir de 17.08.2016

2.822 Não há critérios de redução

432.728 (1)

(1) NE nº 54 (Receita operacional - TRA 2006)

Total de receitas

Critério de redução

060/01

Outras receitas

Contrato Tipo Receita em 2006

30 Deduções da Receita Operacional

.

2006 2005Tributos sobre a receita

ICMS 1.428.729 1.373.494 Cofins 448.539 361.509 Pasep 98.775 79.883 ISSQN 1.651 1.351

1.977.694 1.816.237 Encargos do consumidor

Reserva global de reversão - RGR 57.927 63.817 Encargos de capacidade emergencial 1.011 82.404 Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 86 -

59.024 146.221 .

Outras deduções da receita - 136

2.036.718 1.962.594

Consolidado

�


154

31 Custos e Despesas Operacionais

A composição dos custos e despesas consolidada em 2006 é a seguinte:

Despesas Despesas OutrasNatureza dos custos e despesas NE nº Custos com gerais e despesas Total

operacionais vendas administ. operac. Consolidado2006

Energia elétrica comprada para revenda 32 (1.439.744) - - - (1.439.744) Encargos de uso da rede elétrica 33 (534.780) - - - (534.780) Pessoal e administradores 34 (460.598) (2.098) (179.189) (641.885) Planos previdenciário e assistencial 35 (53.805) (222) (18.983) - (73.010) Material 36 (54.677) (191) (12.990) - (67.858) Matéria-prima e insumos para - produção de energia elétrica 37 280.579 - - - 280.579 Gás natural e insumos para 38 (177.702) - - - (177.702) operação de gás - Serviços de terceiros 39 (145.459) (21.381) (59.939) - (226.779) Depreciação e amortização - (353.047) (24) (19.324) - (372.395) Taxas regulamentares 40 - - - (499.118) (499.118) Pesquisa e desenvolvimento e - eficiência energética 41 - - - (52.265) (52.265) Tributos - (1.726) (41) (4.776) (808) (7.351) Provisões e reversões 42 - (65.499) - 146.167 80.668 Recuperação de custos e despesas 43 35.210 6.282 1.131 21 42.644 Outros custos e despesas 44 (55.460) (194) (25.738) (10.827) (92.219)

(2.961.209) (83.368) (319.808) (416.830) (3.781.215)

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155

A composição dos custos e despesas consolidada em 2005 é a seguinte:

Despesas Despesas OutrasNatureza dos custos e despesas NE nº Custos com gerais e despesas Total

operacionais vendas administ. operac. Consolidado2005

Energia elétrica comprada para revenda 32 (1.436.330) - - - (1.436.330) Encargos de uso da rede elétrica 33 (530.798) - - - (530.798) Pessoal e administradores 34 (323.367) (2.559) (240.529) (566.455) Planos previdenciário e assistencial 35 (20.790) (155) (8.886) - (29.831) Material 36 (46.585) (98) (15.782) - (62.465) Matéria-prima e insumos para - produção de energia elétrica 37 (62.070) - - - (62.070) Gás natural e insumos para 38 (142.294) - - - (142.294) operação de gás - Serviços de terceiros 39 (96.374) (18.808) (81.969) - (197.151) Depreciação e amortização - (307.490) (38) (21.378) - (328.906) Taxas regulamentares 40 - - - (429.666) (429.666) Pesquisa e desenvolvimento e - eficiência energética 41 - - - (46.771) (46.771) Tributos - (2.967) (10) (6.100) (33.433) (42.510) Provisões e reversões 42 - (25.502) - (39.566) (65.068) Recuperação de custos e despesas 43 30.362 5.739 4.439 533 41.073 Outros custos e despesas 44 (19.831) (171) (27.675) (2.635) (50.312)

(2.958.534) (41.602) (397.880) (551.538) (3.949.554)

A composição das despesas da Companhia em 2006 é a seguinte:

Despesas Despesas OutrasNatureza das despesas NE nº com gerais e despesas Total

vendas administ. operac. Companhia2006

Administradores 34 - (5.354) (5.354) Plano assistencial - - (73) - (73) Material - - (6) - (6) Serviços de terceiros 39 - (8.042) - (8.042) Tributos - - (1.761) - (1.761) Provisões e reversões 42 (5.408) - 170.956 165.548 Recuperação de despesas - - 251 - 251 Outras despesas 44 - (3.991) (183) (4.174)

(5.408) (18.976) 170.773 146.389

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156

A composição das despesas da Companhia em 2005 é a seguinte

Despesas Despesas OutrasNatureza das despesas NE nº com gerais e despesas Total

vendas administ. operac. Companhia2005

Administradores 34 - (4.485) (4.485) Plano assistencial - - (21) - (21) Material - - (5) - (5) Serviços de terceiros 39 - (6.449) - (6.449) Tributos - - (1.236) (21.188) (22.424) Provisões e reversões 42 - - (238) (238) Recuperação de despesas - - 328 - 328 Outras despesas 44 - (3.288) - (3.288)

- (15.156) (21.426) (36.582)

32 Energia Elétrica Comprada para Revenda

.

2006 2005Eletrobrás (Itaipu) 335.351 464.423 Furnas Centrais Elétricas S.A. - leilão 262.389 174.447 Cia. de Interconexão Energética - Cien 227.389 309.334 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - leilão 152.604 122.819 Outras concessionárias - leilão 145.268 87.139 Itiquira Energética S.A. 87.658 80.684 Companhia Energética de São Paulo - leilão 87.664 46.233 Energia elétrica comprada para revenda - CVA passiva 45.204 43.175 Dona Francisca Energética S.A. 49.638 48.443 Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 19.293 28.055 Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 14.416 - Excedente de energia a recuperar - leilão 6.161 - Foz do Chopim Energética Ltda. - 23.530 Outras concessionárias 6.709 8.048

1.439.744 1.436.330

Consolidado

�


157

33 Encargos de Uso da Rede Elétrica

.

2006 2005Furnas Centrais Elétricas S.A 108.352 98.532 Cia Transmissora de Energia Elétrica Paulista - Cteep 51.111 45.216 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 51.078 46.733 Eletrosul Centrais Elétricas S/A 34.504 30.612 Centrais Elétricas do Norte do Brasil S. A. - Eletronorte 34.199 33.042 Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig 19.502 18.495 Novatrans Energia S/A 16.985 16.326 TSN Transmissora Nordeste Sudeste de Energia S.A 16.746 15.134 Cia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A - CEEE 14.608 13.321 Empresa Amazonense de Transmissão de Energia - Eate 13.815 13.614 Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A - Ente 7.260 6.179 Expansion Transmissora de Energia Elétrica S.A 6.420 6.292 STN Sistema de Transmissão Nordeste S.A 5.830 - Encargos dos serviços do sistema - ESS 7.215 4.369 Empresa Transmissora de Energia Oeste Ltda - Eteo 5.763 5.650 CVA encargos 83.903 133.057 Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS 16.969 18.292 Outras concessionárias 40.520 25.934

534.780 530.798

Consolidado

34 Pessoal e Administradores

.

2006 2005 2006 2005Pessoal

Remunerações - - 434.479 408.750 Encargos sociais - - 145.465 137.373

579.944 546.123 Auxílio alimentação e educação - - 42.535 35.575 Indenizações trabalhistas - - 8.063 2.669 Participação nos lucros e/ou resultados (a) - - 52.028 32.294

- - 682.570 616.661 (-) Transferências p/ imobilizado em curso - - (49.343) (57.148)

- - 633.227 559.513

AdministradoresHonorários 4.398 3.715 7.312 6.669 Encargos sociais 956 770 1.490 1.328

5.354 4.485 8.802 7.997 (-) Transferências p/ imobilizado em curso - - (144) (1.055)

5.354 4.485 8.658 6.942

5.354 4.485 641.885 566.455


�


158

a) Participação nos resultados

Desde 1996 a Companhia implantou o programa de participação dos empregados nos lucros ou

resultados, pago com base em acordo de metas operacionais e financeiras previamente

estabelecido. O montante dessa participação foi provisionado como segue:

Consolidado 2006 2005

Copel Geração S.A. 8.791 4.821 Copel Transmissão S.A. 7.844 4.441 Copel Distribuição S.A. 31.903 21.021 Copel Telecomunicações S.A. 2.691 1.485 Copel Participações S.A. (consolidado) 799 526

52.028 32.294

Em conformidade com o Ofício Circular CVM/SNC/SEP nº 01/2007, de 14.02.2007, o qual

determina que as participações em resultados não referenciadas nos estatutos devem ser

classificadas como custo ou despesa operacional.

35 Planos Previdenciário e Assistencial

As subsidiárias da Companhia mantêm planos de complementação de aposentadoria e pensão

(Plano Previdenciário) e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial) para seus

empregados e dependentes legais ativos e pós-emprego.

a) Plano previdenciário

A Copel, até 1997, trabalhava com Plano previdenciário básico e complementar, que se caracteriza

por benefício definido, sendo que as contribuições eram efetuadas pelo patrocinador e

beneficiários, e caso apresentasse déficit, eram assumidos por ambos.

Estes planos são exclusivos para os inativos (aposentados e pensionistas), e desta forma os

mesmos, denominados Plano Previdenciário Básico e Complementar estão totalmente cobertos

por ativos na Fundação Copel, tendo gerado superávit nos últimos 2 exercícios, após considerar-se

o corredor previsto na Deliberação CVM nº 371/2000.

O atual Plano Previdenciário aos empregados ativos é oriundo de um plano de “benefícios

definidos”, que foi transformado em plano de “contribuição definida” em 1998, denominado “Plano

Previdenciário III”.

�


159

Naquela data, o direito proporcional adquirido pelos participantes, em função da mudança de

plano, gerou dívida que foi assumida e registrada nas demonstrações contábeis da Copel, como

patrocinadora única do plano, para ser amortizada em 240 parcelas mensais, vencíveis a partir de

1º.02.1999, atualizada pelo INPC e juros de 6% a.a.

Com a criação das subsidiárias integrais em 1º.07.2001, o saldo daquela dívida, atualizado até

então, foi transferido às subsidiárias, segregado individualmente com base nos respectivos

quadros de empregados existentes na data-base de cálculo da obrigação, ou seja, em 31.12.1997,

financiado em 210 prestações mensais, indexadas pelo INPC e juros de 6% a.a., com vencimento

a partir de 1º.08.2001. Como garantia desses contratos, as patrocinadoras autorizaram a Fundação

Copel a bloquear saldos em contas correntes bancárias de propriedade delas.

Em razão da celebração desses novos contratos individuais, o contrato firmado entre a Fundação e

a Companhia, patrocinadora instituidora, foi rescindido, dando-se às partes a mais ampla quitação

quanto aos direitos e obrigações oriundos daquele contrato, ficando, entretanto, a Companhia

como garantidora solidária em caso de qualquer déficit decorrente da concessão de benefícios.

b) Plano assistencial

Até agosto de 2001, a concessão de assistência médica aos empregados e seus dependentes era

feita diretamente pela Companhia, com administração da Fundação Copel. A partir daquela data, a

Companhia e suas subsidiárias implementaram plano de saúde aos seus empregados e

dependentes, denominado “Plano Pró-Saúde”, que é custeado por contribuições mensais de

ambas as partes, patrocinadoras e empregados, calculadas de acordo com critérios atuariais e

normas vigentes, aplicáveis a esse tipo de plano assistencial.

c) Deliberação CVM nº 371/2000 - Contabilização de Benefícios a Empregados

Como a obrigação previdenciária relativa ao direito proporcional dos empregados, face à mudança

de plano citada anteriormente, já havia sido reconhecida contabilmente desde 1998 para atender a

Deliberação CVM nº 371/2000, em 2001 a Companhia e suas subsidiárias ajustaram o saldo dessa

obrigação, no montante de R$ 72.857, avaliado na ocasião pelo seu valor histórico, atualizado

segundo as condições contratuais e deduzido das amortizações mensais realizadas até então.

No caso do Plano Assistencial, as subsidiárias da Companhia optaram pelo reconhecimento

antecipado da obrigação do plano de saúde, em 1º.07.2001, calculada segundo os critérios

estabelecidos pela Deliberação CVM nº 371/2000, líquida dos efeitos do imposto de renda e da

contribuição social, no montante de R$ 159.949, diretamente contra o patrimônio líquido.

�


160

Para viabilizar a implementação e dar garantias financeiras ao novo plano Pró-Saúde, as

subsidiárias integrais da Companhia aportaram fundos, em montante calculado por atuário

especialmente contratado pela Fundação Copel, que foram registrados contra a obrigação

reconhecida em 1º.07.2001.

A Copel possui programa de desligamento voluntário com vigência até 30.04.2008, para

empregados que já possuem o benefício de aposentadoria concedido pelo INSS, ou que venham

a adquiri-lo até 29.02.2008. O desligamento, a critério da Copel, tem prazo final limitado a

15.04.2008.

A extinção do contrato de trabalho será caracterizada como "a pedido", modalidade de rescisão em

que não é devida a multa contratual.

Os valores consolidados reconhecidos no Balanço Patrimonial em 31.12.2006, na conta de

Benefícios Pós-emprego, estão resumidos a seguir:

Plano Plano previdenciário assistencial Consolidado

2006 2005Cálculo atuarial - Copel (1) 283.514 342.061 625.575 616.391

Cálculo atuarial - Compagas 231 962 1.193 912 Contribuição previdência privada - empregados 2.626 - 2.626 2.453

286.371 343.023 629.394 619.756

Passivo circulante 122.225 11.410 133.635 132.902

Passivo não circulante 164.146 331.613 495.759 486.854

Total

Plano Plano (1) Cálculo atuarial - Copel previdenciário assistencial Consolidado

2006 2005

Obrigações total ou parcialmente cobertas 2.236.875 462.385 2.699.260 2.483.210 (Ganhos) / perdas atuariais a amortizar (19.593) 40.707 21.114 328.488 Valor justo do plano (2.904.950) (120.324) (3.025.274) (2.508.104)

Saldo total da obrigação atuarial (687.668) 382.768 (304.900) 303.594 Ganho / (perdas) atuariais diferidos - corredor 290.495 (12.032) 278.463 250.810 Superávit / (déficit) atuarial não reconhecido contabilmente 680.687 (28.675) 652.012 61.987

Total do cálculo atuarial - Copel 283.514 342.061 625.575 616.391

Passivo circulante 119.599 11.410 131.009 130.449

Passivo não circulante 163.915 330.651 494.566 485.942

Total

�


161

No exercício de 2006, a despesa incorrida com os planos previdenciário e assistencial foi:

Plano Plano previdenciário assistencial

2006 2005

Cálculo atuarial 35.077 17.543 52.620 8.453 Complemento de benefícios a empregados ativos - 20.390 20.390 21.378

35.077 37.933 73.010 29.831

Consolidado

Em 2006 foram ajustados contra patrimônio líquido os seguintes valores referentes a encargos não

reconhecidos em exercícios anteriores:

Plano Plano Total previdenciário assistencial Consolidado

Ajustes em lucros acumulados 3.123 26.102 29.225

Os custos estimados para 2007 e 2006, segundo critérios atuariais da Deliberação

CVM nº 371/2000, para cada plano, estão demonstrados a seguir:

Plano Plano previdenciário assistencial Consolidado

2007 2006

Custo do serviço corrente 13.663 2.013 15.676 13.956 Custo estimado dos juros 243.710 50.209 293.919 422.007 Rendimento esperado do ativo do plano (324.304) (13.476) (337.780) (329.779) Contribuições estimadas dos empregados (21.151) (20.411) (41.562) (28.667) Amortização de ganhos e perdas - - - 24.434

(88.082) 18.335 (69.747) 101.951

Total

As hipóteses atuariais aplicadas nos cálculos das obrigações e custos, para 2006 e 2007, foram as

que se seguem:

.Consolidado

EconômicasInflação 5,05%Taxa de desconto/retorno esperados 11,35%Crescimento salarial 2,00%

DemográficasTábua de mortalidade AT - 83Tábua de mortalidade de inválidos EX - IAPBTábua de entrada em invalidez Light

�


162

36 Material

.

2006 2005

Combustíveis e peças para veículos 24.525 21.531 Material para o sistema elétrico 21.870 18.723 Material para cantina 3.571 3.438 Material de informática 3.126 3.484 Material de expediente 2.474 2.380 Material de construção civil 2.380 2.144 Material de segurança 1.896 1.932 Ferramental 1.312 1.482 Material para hotéis e hospedarias 1.230 1.246 Outros materiais 5.474 6.105

67.858 62.465

Consolidado

37 Matéria-prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica

.

.2006 2005

Combustíveis para produção de energia elétrica 17.303 14.832 Gás natural para produção de energia elétrica - 47.005 Matéria prima e insumos p/ produção de energia - repactuação Petrobras (298.115) - Outros insumos 233 233

(280.579) 62.070

Consolidado

Conforme descrito na NE nº 22-c, pelo reconhecimento do acordo com a Petrobras, foi registrado

nesta conta um abatimento do valor originalmente faturado, de R$ 298.115.

38 Gás natural e Insumos para Operação de Gás

.

.2006 2005

Gás natural comprado para revenda 177.459 142.129 Outros insumos 243 165

177.702 142.294

Consolidado

O gás adquirido destina-se à comercialização pela Compagas.

�


163

39 Serviços de Terceiros

.

2006 2005 2006 2005Consultoria técnica, científica e administrativa 1.861 1.935 26.556 22.032

Manutenção do sistema elétrico - - 22.328 20.040 Processamento e transmissão de dados - - 21.637 13.524 Postais e telegráficos - serviços 1 9 18.796 16.728 Agentes autorizados e credenciados - - 18.386 15.322 Serviços de apoio administrativo - 126 12.469 11.589 Telefone - - 11.250 13.494 Viagens 167 289 10.423 8.359 Vigilância - - 8.638 6.813 Serviços de manutenção civil - - 7.355 3.824 Leitura e entrega de faturas - - 7.175 7.672 Treinamentos 1 96 6.271 5.531 Atendimento a consumidores - - 6.165 6.848 Instalações - serviços em área verde - - 4.671 3.321 Limpeza de faixa de servidão - - 4.108 2.215 Veículos - manutenção e conservação - - 3.795 3.200 Despesas jurídicas 3.337 1.317 3.488 4.234 Auditoria 2.430 2.328 3.300 3.074 Fretes e carretos - - 2.945 1.893 Podas de árvores - - 2.907 2.920 Telefonista - pessoa jurídica - - 2.749 2.631 Anúncios e publicações 142 208 2.193 2.208 Outros serviços 103 141 19.174 19.679

8.042 6.449 226.779 197.151


40 Taxas Regulamentares

.

2006 2005

Conta de consumo de combustível - CCC 278.052 199.615

Conta de desenvolvimento energético - CDE 165.676 152.707 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 39.377 65.559 Taxa de fiscalização - Aneel 16.013 11.785

499.118 429.666

Consolidado

�


164

41 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

.Consolidado

2006 2005Programa de pesquisa e desenvolvimento - P&D 17.409 19.201 Fundo nacional de desenvolvimento científico e tecnológico - FNDCT 17.409 17.054

Programa de eficiência energética - PEE 8.743 10.455

Ministério de Minas e Energia - MME 8.704 61

52.265 46.771

42 Provisões e Reversões

.Companhia Consolidado

2006 2005 2006 2005Prov. p/ cred. liq.duv. - consumidores e revend. (NE nº 7) - - 58.461 22.925 Prov. p/ cred. liq.duv. - serv. terc./ outros cred. 5.408 - 7.038 2.577 Provisões (reversões) para contingências (170.956) 238 (146.167) 39.566

(165.548) 238 (80.668) 65.068

43 Recuperação de Custos e Despesas

.Consolidado

2006 2005Recup. de combustíveis p/ prod. energia elétrica - CCC (17.359) (14.832) Recuperação de custos administrativos (8.909) (7.337) Recuperação de faturas baixadas (6.282) (5.715) Consumo próprio de energia (5.804) (5.130) Recuperação de despesas diversas (4.290) (8.059)

(42.644) (41.073)

�


165

44 Outros Custos e Despesas Operacionais

.Companhia Consolidado

2006 2005 2006 2005Encargo da concessão - outorga Aneel - - 26.423 5.746 Arrendamentos e aluguéis 110 109 14.802 15.932 Propaganda e publicidade 3.484 3.120 12.929 6.842 Doações - lei Rouanet e fundo dos direitos da criança e do adolescente - FIA 182 - 11.181 2.943 Doações, contribuições e subvenções - - 122 195 Seguros 2 5 8.940 5.706 Multas sancionatórias - - 6.627 18 Energia elétrica - consumo próprio - - 5.804 5.139 Bolsa auxílio para estagiários - - 2.655 2.644 Indenizações - - 2.029 2.142 Despesas gerais 396 54 707 3.005

4.174 3.288 92.219 50.312

A Copel mantinha, em 31.12.2006, 63 contratos de aluguel de imóveis, utilizados para o

desempenho de suas atividades administrativas, os quais totalizaram despesas, em 2006, de

R$ 6.130 e, em 2005, de R$ 5.381. A estimativa da Companhia para o exercício de 2007 quanto a

valores gastos com aluguel de imóveis é basicamente a mesma de 2006, acrescendo-se apenas

os índices de correção contratualmente assumidos.

�


166

45 Resultado Financeiro

.

2006 2005 2006 2005Receitas financeiras

Descontos obtidos (NE nº 22.c) - - 283.198 - Renda de aplicações financeiras 18.355 6.650 146.173 107.036 Renda sobre repasse CRC ao Governo do Estado - - 75.397 76.442 do Paraná - nota 10Variação monetária sobre repasse CRC ao - - 43.639 14.323 Governo do Estado do Paraná (NE nº 10)Acréscimos moratórios sobre faturas de energia - - 71.485 68.897 Remuneração selic - CVA - - 33.900 37.856 Juros sobre impostos a compensar 3.856 5.843 25.633 17.053 Rendimentos s/ oper. com derivativos (NE nº 51) 22.423 - 22.423 - Juros s/ direito de ressarcimento de geradores - - 7.264 27.086 Variações monetárias 2 39 355 4.539 Juros e comissões - 2.436 283 36.700 Outras receitas financeiras 585 231 19.453 6.347

45.221 15.199 729.203 396.279 (-) Despesas financeiras

Encargos de dívidas 120.773 70.885 289.101 254.835 Variações monetárias e cambiais 1.322 8.769 51.559 (20.943) CPMF e IOF 7.989 5.058 46.124 36.211 Pasep/Cofins s/ juros s/ capital próprio 34.904 22.128 35.090 22.534 Remuneração selic - CVA - - 24.835 6.753 Juros sobre P&D e PEE - - 10.740 - Multas moratórias - fiscais 3 256 8.375 11.184 Descontos concedidos 4.787 - 4.788 - Multas sancionatórias e outras 414 - 4.046 4.305 Juros sobre parcelamento de tributos 2.820 12.045 2.820 13.940 Multas contratuais - Compagas - - - 190.940 Encargos de operações com derivativos - - - 41.952 Outras despesas financeiras 1.445 651 11.708 5.136

174.457 119.792 489.186 566.847

(129.236) (104.593) 240.017 (170.568)


�


167

46 Resultado de Participações Societárias

2006 2005 2006 2005Equivalência patrimonial

Copel Geração S.A. 74.449 101.775 - - Copel Transmissão S.A. 96.923 70.094 - - Copel Distribuição S.A. 166.856 187.003 - - Copel Telecomunicações S.A. 4.729 5.749 - - Copel Participações S.A. 7.265 31.129 - - Coligadas (a) - - (6.177) 9.110

. 350.222 395.750 (6.177) 9.110 Dividendos

Copel Geração S.A. 586.911 - - - Copel Participações S.A. 2.893 - - - Coligadas (a) - - 3.049 -

. 589.804 - 3.049 - Juros sobre capital próprio

Copel Geração S.A. 188.832 129.966 - - Copel Transmissão S.A. 70.604 81.432 - - Copel Distribuição S.A. 117.823 - - - Copel Participações S.A. - 27.643 - - Coligadas (a) - - 2.010 4.391

. 377.259 239.041 2.010 4.391 Amortização de ágio

Sercomtel S.A. Telecomunicações - - (4.228) (4.228) Sercomtel Celular S.A. - - (580) (580) Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - - (566) -

- - (5.374) (4.808)

. 1.317.285 634.791 (6.492) 8.693

Participação em outras sociedades 305 372 305 372

1.317.590 635.163 (6.187) 9.065


a) Coligadas

Lucro líquido / Partic. Juros s/ cap. (prejuízo) Copel Equivalência Dividendos próprio Total

2006 (%) 2006Coligadas

Sercomtel S.A. - Telecomunicações (6.060) 45,00 (11.712) - - (11.712) Sercomtel Celular S.A. (3.666) 45,00 (2.721) - - (2.721) Dominó Holdings S.A. 58.980 15,00 6.837 - 2.010 8.847 Escoelectric Ltda. (2.689) 40,00 - - - - Copel Amec S/C Ltda. 83 48,00 40 - - 40 Dona Francisca Energética S.A. 13.538 23,03 2.023 - - 2.023 Carbocampel S.A. (39) 49,00 (19) - - (19) Braspower International - Engineering S/C Ltda. (70) 49,00 - - - - Centrais Eólicas do Paraná Ltda. (2.077) 30,00 (625) - - (625) Foz do Chopim Energética Ltda. 8.581 35,77 - 3.049 - 3.049

(6.177) 3.049 2.010 (1.118)

�


168

Lucro líquido / Partic. Juros s/ cap. (prejuízo) Copel Equivalência próprio Total

2005 (%) 2005Coligadas

Sercomtel S.A. - Telecomunicações (633) 45,00 (2.501) 2.216 (285) Sercomtel Celular S.A. (4.649) 45,00 (2.092) - (2.092) Dominó Holdings S.A. 63.907 15,00 7.344 2.175 9.519 Escoelectric Ltda. (2.473) 40,00 (222) - (222) Copel Amec S/C Ltda. 198 48,00 95 - 95 Dona Francisca Energética S.A. 11.597 23,03 - - - Carbocampel S.A. (55) 49,00 (27) - (27) Braspower International - Engineering S/C Ltda. (263) 49,00 - - - Centrais Eólicas do Paraná Ltda. 671 30,00 201 - 201 Foz do Chopim Energética Ltda. 17.647 35,77 6.312 - 6.312

9.110 4.391 13.501

A Companhia vem contabilizando o resultado da avaliação dos investimentos pela equivalência

patrimonial, limitada ao valor de sua participação no investimento.

A Companhia, com base em demonstrações contábeis pro-forma da coligada Sercomtel S.A.

Telecomunicações de 30.06.2006, que refletem exceções incluídas nos relatórios dos auditores

sobre a referida coligada, reconheceu a correspondente perda na equivalência patrimonial, no valor

de R$ 3.968, relativa ao primeiro trimestre de 2006. Tal valor refere-se à equivalência por parte da

Copel, em razão de investimentos efetuados pela Sercomtel em outras companhias, as quais

apresentaram provisão para passivo a descoberto.

A companhia também reconheceu como perdas o valor de R$ 2.727, em função do prejuízo

apurado no período de janeiro a dezembro de 2006 naquelas investidas.

Em função dos ajustes efetuados no patrimônio líquido das investidas Sercomtel

S.A.Telecomunicações e Sercomtel Celular S.A., a Companhia reconheceu no resultado do

exercício os valores de R$ 5.017 e R$ 1.071, respectivamente, como perdas na equivalência

patrimonial.

�


169

47 Resultado não Operacional

2006 2005

ReceitasGanhos na desativação de bens e direitos 3.585 5.684 Ganhos na alienação de bens e direitos 770 4.676 Outras receitas não operacionais 930 212 (-) Cofins/Pasep (440) (606)

. 4.845 9.966

(-) DespesasEquivalência patrimonial - UEG Araucária 16.364 - Perdas na desativação de bens e direitos 10.083 16.476 Perdas na alienação de bens e direitos 44 2.254 Outras despesas não operacionais 1.331 1.882

27.822 20.612

(22.977) (10.646)

Consolidado

Em função da aquisição por parte da Copel do controle da UEG Araucária Ltda., o investimento

passou a ser avaliado pelo método da equivalência patrimonial, tendo sido o ajuste inicial

decorrente dessa alteração, no valor de R$ 16.364, registrado como despesa não operacional,

conforme artigo 38 da Instrução CVM nº 247/1996.

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170

48 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O MAE foi extinto e suas atividades, ativos e passivos foram, em 12.11.2004, absorvidos pela

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

A CCEE foi constituída sob forma de pessoa jurídica de direito privado, sob regulação e

fiscalização da Aneel.

Os dados de comercialização de energia elétrica da Copel Distribuição, considerados na

contabilização do MAE, atualmente CCEE, não foram reconhecidos pela Companhia como efetivos

e definitivos para os exercícios de 2000, 2001 e primeiro trimestre de 2002. Esses dados foram

calculados através de critérios e valores que levaram em conta decisões da Agência Reguladora

contidas no Despacho Aneel nº 288/2002 e na Resolução Aneel nº 395/2002, sendo objeto de

contestação, e tendo a Companhia já encaminhado, pelas vias administrativas e judiciais,

providências contra aquelas decisões.

Em 16.07.2002, a Companhia e a Copel Distribuição ajuizaram ação ordinária requerendo a

concessão de tutela antecipada com o objetivo de suspender: (a) os efeitos do Despacho

Aneel n.° 288/2002, determinando à Aneel que se abstenha de adotar qualquer medida que

importe na modificação dos números constantes da contabilização dos exercícios de 2000, 2001 e

primeiro trimestre de 2002, realizada pelo MAE em 13.03.2002 ou, caso já tenha sido efetuada

outra contabilização, que suste os seus efeitos; e (b) os efeitos do artigo 1°, § 1°, da Resolução

Aneel n.° 395/2002.

No mérito, requerem: (a) que seja declarada a inaplicabilidade do Despacho Aneel n.° 288/2002,

bem como, na hipótese de já ter ocorrido nova contabilização, que a mesma seja declarada nula;

(b) a condenação da Aneel, para que se abstenha de adotar qualquer medida que importe na

modificação dos números constantes da contabilização dos exercícios de 2000, 2001 e primeiro

trimestre de 2002, realizada pelo MAE em 13.03.2002; (c) que seja declarado que o artigo 1°, § 1°,

da Resolução Aneel n.° 395/2002 não se aplica às sociedades; e (d) a condenação da Aneel ao

pagamento de indenização pelos prejuízos causados, a serem apurados em liquidação de

sentença.

Em 07.08.2002, foi proferida decisão indeferindo o pedido de antecipação de tutela, de forma que,

em 13.08.2002, as sociedades interpuseram agravo de instrumento com pedido de efeito

suspensivo contra a decisão que indeferiu o pedido de antecipação de tutela.

Em 27.08.2002, o Tribunal Regional Federal da 1ª Região proferiu decisão deferindo o pedido de

efeito suspensivo para sustar a liquidação da contabilização determinada pelo Despacho

nº 288/2002 e pela Resolução nº 395/2002 da Aneel.

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171

Em 09.09.2002, a Aneel apresentou petição requerendo que fosse reconsiderada a decisão que

deferiu o pedido de efeito suspensivo, o que lhe foi negado. A Aneel ingressou com pedido de

suspensão de segurança, perante o Superior Tribunal de Justiça (SS nº 2094), objetivando

suspender a liminar concedida pelo TRF-1ª Região. O pedido de suspensão, no entanto, foi

indeferido em 25.11.2002, tendo sido remetido ao arquivo, com trânsito em julgado, em

17.12.2002. Em 29.08.2003, os autos foram remetidos à conclusão, posição que permanece

inalterada até o encerramento destas demonstrações.

O pleito da Companhia está embasado substancialmente no fato de o Despacho e a Resolução em

questão terem produzido alterações retroativas à data da ocorrência das operações,

especificamente quanto à comercialização parcial da quota parte de Itaipu nos submercados sul e

sudeste para atender contratos bilaterais de energia livre, durante o período de racionamento em

2001, quando havia discrepância significativa de preço da energia de curto prazo entre os

mercados. O montante estimado relativo às diferenças de cálculo, é de aproximadamente

R$ 711.000 (valor atualizado em 31.12.2006), não reconhecido pela Companhia no passivo de

energia a pagar.

A Administração, suportada por opinião de seus assessores jurídicos, considera como possíveis as

chances de êxito quando da decisão final desses processos judiciais.

Os saldos relativos às transações realizadas pela Companhia são os seguintes:

Copel Copel CopelGeração Distribuição Participações

2006 2005Ativo circulante (NE nº 6)

Até dezembro de 2005 - - - - 11.018 De outubro a dezembro de 2006 1.083 3.437 25.001 29.521 -

1.083 3.437 25.001 29.521 11.018 Passivo circulante (NE nº 22)

De outubro a dezembro de 2006 - - 1.248 1.248 -

- - 1.248 1.248 -

Consolidado

�


172

A movimentação dos valores de energia de curto prazo (CCEE) no exercício de 2006 é

apresentada a seguir:

Valores Valores a liquidar Liquidação Apropriação a liquidar

2005 2006Ativo circulante (NE nº 6)

Até dezembro de 2005 11.018 (10.895) (123) - De janeiro a março de 2006 - (7.574) 7.574 - De abril a junho de 2006 - (15.278) 15.278 - De julho a setembro de 2006 - (69.357) 69.357 - De outubro a dezembro de 2006 - (27.433) 56.954 29.521

11.018 (130.537) 149.040 29.521 (-) Passivo circulante (NE nº 22)

De janeiro a março de 2006 - (2.615) 2.615 - De abril a junho de 2006 - (6.891) 6.891 - De julho a setembro de 2006 - (5.656) 5.656 - De outubro a dezembro de 2006 - (310) 1.558 1.248

- (15.472) 16.720 1.248

Total líquido 11.018 (115.065) 132.320 28.273

O MAE divulgou, em 24.06.2003, comunicado aprovando o novo cronograma de liquidação

financeira dos 50% restantes relativamente às operações realizadas de dezembro de 2000 a

dezembro de 2002. Essa liquidação se deu em 03.07.2003, tendo sido mantidas as datas

anteriormente acordadas para a liquidação financeira das operações relativas aos meses de

outubro, novembro e dezembro de 2002, sendo 07.07.2003, 10.07.2003 e 17.07.2003,

respectivamente.

Os valores da energia no longo prazo podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão

dos processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, além da própria

Copel, relativos à interpretação das regras do mercado em vigor. Essas empresas, não incluídas

na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da Aneel, de

16.05.2002, que teve como objetivo o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a

forma de aplicação de determinadas regras de contabilização do MAE, incluídas no Acordo Geral

do Setor Elétrico.

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173

49 Reconciliação da Provisão para Imposto de Renda e

Contribuição Social

A reconciliação da provisão para o imposto de renda (IRPJ) e da contribuição social (CSLL),

calculada pela alíquota fiscal, com os valores constantes da demonstração do resultado é a

seguinte:

.

2006 2005 2006 2005Lucro antes do IRPJ e CSLL 1.335.138 494.175 1.814.246 717.001

IRPJ e CSLL (34%) (453.947) (168.020) (616.844) (243.779) Efeitos fiscais sobre:

Juros sobre o capital próprio 41.820 41.818 41.820 41.818 Dividendos 104 120 1.140 121 Equivalência patrimonial 319.610 134.553 (10.075) 4.590 Excesso de contribuição previdenciária privada - - (2.066) (4.274) Ajustes de exercícios anteriores referentes aos planos previdenciário e assistencial - - 9.937 - Incentivos fiscais - - 7.407 2.259 Ajuste a valor presente - Compagas - - 2.527 - Reversão ativo regulatório - - 6.922 - Outros (45) (269) 1.554 1.065

Efeitos fiscais sobre:IRPJ e CSLL (92.458) 8.202 (557.678) (198.200)


50 Ajustes em Lucros Acumulados

Conforme mencionado nas NEs nºs 25 e 35, foram efetuados ajustes a exercícios anteriores no

montante de R$ 43.417 (R$ 28.516 em 31.12.2005), líquidos de impostos, na conta de pesquisa e

desenvolvimento e eficiência energética e de R$ 29.225 na conta de plano previdenciário e

assistencial, totalizando R$ 72.642 (R$ 28.516 em 31.12.2005).

51 Instrumentos Financeiros

a) Considerações gerais

A utilização de instrumentos e de operações com derivativos envolvendo indexadores tem por

objetivo a proteção do resultado das operações ativas e passivas da Companhia.

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174

b) Valor de Mercado dos Instrumentos Financeiros

Em 31.12.2006, os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia

aproximam-se dos valores contábeis, destacando-se:

.Instrumentos Financeiros

2006 2005Numerário disponível 1.504.004 1.131.766 Contas a receber de entidades governamentais e contratos de longo prazo 218.805 174.173 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 1.194.103 1.182.267 Empréstimos e financiamentos 629.342 701.877 Debêntures 1.967.585 1.342.228

Consolidado

c) Fatores de Risco

1) Risco de crédito

O risco de crédito da concessionária surge da possibilidade de perda em que se incorre quando da

incapacidade de pagamento de faturas da venda de energia elétrica. Este risco está intimamente

relacionado com fatores internos e externos à Copel. Para reduzir esse tipo de risco a Companhia

atua na gerência das contas a receber, detectando as classes de consumidores com maior

possibilidade de inadimplência, suspendendo o fornecimento de energia e implementando políticas

específicas de cobrança.

Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face a

eventuais perdas na realização destes.

2) Risco de Moeda Estrangeira

Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio, que

reduzam saldos ativos ou aumentem saldos passivos captados no mercado em moeda estrangeira.

A administração da Companhia, por meio de política de derivativos, realizou operação de hedge de

moeda com o objetivo de se proteger dos efeitos de variações das taxas de câmbio sobre a

exposição de passivos indexados ao dólar norte-americano.

O valor contábil desse instrumento financeiro foi liquidado em 29.05.2006 e 1º.06.2006, tendo sido

atualizado de acordo com as taxas pactuadas contratualmente, estando o ganho obtido, decorrente

do resultado positivo dessas operações, no montante de R$ 22.423, registrado no resultado

financeiro no segundo trimestre de 2006.

Depois disso a Companhia não vem pactuando contratos de derivativos para fazer “swap” contra

este risco, mantendo, porém, trabalho de monitoramento das taxas cambiais, com o objetivo de

avaliar a eventual necessidade de contratação de derivativos para se proteger dos riscos.

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175

3) Risco de Taxa de Juros

Risco de a Companhia incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros, que

aumentem as despesas financeiras relativas aos passivos captados junto ao mercado.

A Companhia não vem celebrando contratos de derivativos para cobrir este risco, mas vem

monitorando continuamente as taxas de juros de mercado, a fim de observar eventual necessidade

de contratação.

4) Risco de Vencimento Antecipado

Risco proveniente do descumprimento de cláusulas contratuais restritivas, presentes nos contratos

de empréstimos, financiamentos e debêntures da Companhia, as quais, em geral, requerem a

manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis (“covenants” financeiros).

5) Risco quanto à escassez de energia

Risco decorrente de possível período de escassez de chuvas, já que a energia adquirida e vendida

pela Companhia é basicamente gerada por usinas hidrelétricas, que dependem do volume de água

em seus reservatórios para funcionamento. Um período prolongado de escassez de chuva pode

reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas e resultar em perdas devido à redução de

receitas com eventual adoção de novo programa de racionamento.

Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional de Sistema Elétrico – ONS não prevê

para os próximos anos novo programa de racionamento.

6) Risco de não renovação das concessões

A Companhia detém concessões para exploração dos serviços de geração, transmissão e

distribuição de energia elétrica com a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas

pela Aneel e/ou Ministério das Minas e Energia. Caso a renovação das concessões não seja

deferida pelos órgãos reguladores ou mesmo ocorra mediante a imposição de custos adicionais

para a Companhia (“concessão onerosa”), os atuais níveis de rentabilidade e atividade podem ser

alterados.

52 Transações com Partes Relacionadas

A Copel efetuou transações com partes relacionadas não consolidadas, incluindo a venda de

energia elétrica para consumo, cujas tarifas aplicadas são aquelas aprovadas pela Aneel, não

sendo os valores faturados considerados relevantes para fins de divulgação. Todas as outras

transações são efetuadas em similaridade com o praticado pelo mercado.

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176

Os principais saldos das transações com partes relacionadas no balanço patrimonial são:

.Parte relacionada Natureza da operação

2006 2005Ativo circulante .

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Venda de energia elétrica 21.865 - Braspower I. Engineering S/C Ltda. Cessão de empregados 1.181 992 Governo do Estado do Paraná Cessão de empregados 1.106 1.076 Governo do Estado do Paraná CRC (NE nº 10) 35.205 31.803 .

Ativo não circulante .Governo do Estado do Paraná CRC (NE nº 10) 1.158.898 1.150.464 .

Passivo circulante .BNDES Financ. de máqs. equips., obras, instalações

e serviços (NE nº 20) 6.418 6.376 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. Compra de energia elétrica 4.138 2.651 Dona Francisca Energética S.A. Compra de energia elétrica (NE nº 22) 4.413 4.182 Dutopar Participações Ltda. Reemb. de salários de empregados cedidos 65 76 Eletrobrás Financiamentos (NE nº 20) 47.558 52.248 Eletrobrás (Itaipu) Compra de energia elétrica (NE nº 22) 71.874 77.921 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Aquisição de gás para revenda (NE nº 22) 37.871 16.586 .

Passivo não circulante .BNDES Financ. de máqs. equips., obras, instalações

e serviços (NE nº 20) 25.725 31.939 Eletrobrás Financiamentos (NE nº 20) 290.141 313.004 Eletrobrás Atualiz. ações da Elejor a serem recompradas

da Eletrobrás (NE nº 20) 49.353 33.377 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Aquisição de gás para revenda (NE nº 22) 268 268 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Aquis. gás p/ revenda - repactuação (NE nº 22) 170.183 - .

Consolidado

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177

Os principais saldos das transações com partes relacionadas na demonstração de resultado são:

.Parte relacionada Natureza da operação

2006 2005Receita operacional

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Venda de energia elétrica 21.865 - . .

Energia elétrica comprada p/ revendaCentrais Eólicas do Paraná Ltda. Compra de energia elétrica 960 1.043 Dona Francisca Energética S.A. Compra de energia elétrica (NE nº 32) 49.638 48.443 Eletrobrás (Itaipu) Compra de energia elétrica (NE nº 32) 335.351 464.423 Foz do Chopim Energética Ltda. Compra de energia elétrica (NE nº 32) - 23.530 . .

PessoalDutopar Participações Ltda. Reemb. de salários de empregados cedidos 314 812 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Reemb. de salários de empregados cedidos 267 315 . .

Mat. prima e insumos p/ prod. energiaPetróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Gás natural comprado p/ prod. energia elétrica

- repactuação - Petrobras (NE nº 37) (298.115) - Gás natural e insumos p/ oper. gás

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Gás natural comprado p/ revenda (NE nº 38) 177.459 142.129 . .

Recuperação de despesasGoverno do Estado do Paraná Recup. desp. cessão de empregados (130) (367) . .

Receitas financeirasGoverno do Estado do Paraná Receita s/ CRC (NE nº 45) 119.036 90.765 . .

Despesas financeirasBNDES Desp. s/ financ. máqs. equips., obras, instal.

e serviços 3.645 4.532 BNDESPAR Debêntures - Elejor 24.686 5.754 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. Multa s/ contrato de compra de energia 528 419 Foz do Chopim Energética Ltda. Multa s/ contrato de compra de energia 1.568 836 Eletrobrás Desp. s/ financiamentos 30.968 32.163 Eletrobrás Ações da Elejor a serem readquiridas 13.672 - .

Consolidado

Os saldos decorrentes de transações entre a Companhia e suas subsidiárias integrais estão

demonstrados na NE nº 16.

BNDES - A BNDES Participações S.A. - BNDESPAR detém 26,4% das ações ordinárias da

Companhia e tem o direito de indicar dois membros do Conselho da Administração. O BNDESPAR

é subsidiária integral do BNDES, com o qual a Companhia mantém contratos de financiamentos

conforme descritos na NE nº 20.

Dona Francisca Energética S.A. - A Companhia concedeu avais a sua coligada indireta Dona

Francisca Energética S.A. para empréstimos tomados por esta junto ao BNDES (aval solidário) e

ao Bradesco (aval solidário), respectivamente nos montantes, em 31.12.2006, de R$ 45.338 e

R$ 26.715.

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178

Eletrobrás – A Eletrobrás detém 1,1% das ações ordinárias da Companhia, a qual possui

financiamentos com a Eletrobrás, descritos na NE nº 20.

A Eletrobrás detém ações preferenciais da Elejor, que deverão ser readquiridas em 32 parcelas

trimestrais e consecutivas, a partir do 24º mês do início da operação comercial do

empreendimento, caracterizada pela operação comercial da última unidade geradora. Assim, o

primeiro pagamento será em agosto de 2008, devendo o montante a ser pago ser atualizado pela

aplicação do IGPM, entre a data de integralização das ações e a data do pagamento, acrescido de

remuneração do capital de 12% a.a. (NE nº 20).

Foz do Chopim Energética Ltda. – A Companhia encerrou o contrato de compra de energia com

a Foz do Chopim Energética através do termo de transação e quitação celebrado em 23.10.2006, o

qual está descrito na NE nº 22.

53 Seguros

A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está

demonstrada a seguir:

Término Consolidado Apólice da vigência Importância segurada

Riscos nomeados (a) 24/08/2007 1.563.512 Incêndio - imóveis próprios e locados (b) 24/08/2007 267.837 Responsabilidade civil - Copel (c) 24/08/2007 5.780 Responsabilidade civil - Compagas (c) 15/08/2007 3.600 Engenharia - Copel (d) 24/08/2007 apólice por averbaçãoEngenharia - Elejor (e) 01/09/2007 214.427 Engenharia - Elejor (e) 03/07/2007 180.768 Transporte nacional e internacional - exportação e importação (f) 24/08/2007 apólice por averbaçãoMultirrisco (g) 13/08/2007 1.000 Multirrisco (g) 20/09/2007 500 Automóveis (h) 20/05/2007 valor de mercadoRiscos diversos (i) 24/08/2007 737 Riscos operacionais (j) - Elejor 26/06/2007 174.506 Riscos operacionais (k) - UEG Araucária 31/05/2007 577.066 Garantia judicial (l) 03/02/2007 7.200 Garantia - contrato de concessão (m) 22/01/2007 3.730 Garantia - performance bond (n) 29/04/2008 46.411 Garantia - executante construtor (o) 31/12/2006 94.350

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179

a) Riscos nomeados

Apólice contratada destaca as subestações e usinas, nomeando os principais equipamentos, com

respectivos valores segurados. Possui cobertura securitária básica como incêndio, queda de raios,

explosão de qualquer natureza e cobertura adicional contra possíveis danos elétricos, riscos

diversos, riscos para equipamentos eletrônicos e informática.

b) Incêndio

Imóveis próprios e locados – cobertura para os imóveis e parte dos seus conteúdos. Garante o

pagamento de indenização ao segurado ou proprietário do imóvel, pelos prejuízos em

conseqüência dos riscos básicos de incêndio, queda de raio e explosão de qualquer natureza, mais

a cobertura adicional de vendaval.

c) Responsabilidade civil

Cobertura às reparações por danos involuntários, corporais e/ou materiais e/ou morais causados a

terceiros, em conseqüência das operações comerciais e/ou industriais da Companhia.

d) Riscos de engenharia - Copel

Cobertura dos riscos de instalação, montagem, desmontagem e testes em equipamentos novos,

principalmente em subestações e usinas. Contratada apólice na modalidade por averbação,

conforme a ocorrência e necessidade para cobertura dos riscos na execução de serviços de

engenharia.

e) Riscos de engenharia - Elejor

Cobertura dos riscos de construção das usinas hidrelétricas do complexo Santa Clara e Fundão, de

propriedade da Elejor. Contratada apólice tipo all risks (cobertura de todos os riscos legalmente

seguráveis), inclusive para perdas e lucros esperados.

f) Seguro de transporte

Garantia por danos causados às mercadorias transportadas por qualquer meio adequado no

mercado interno e durante as operações de importação ou exportação de mercadorias no mercado

externo. Contratada apólice na modalidade por averbação, sendo basicamente utilizado para o

seguro de transporte de equipamentos elétricos, eletrônicos e de telecomunicações.

g) Multirrisco

Apólice onde são relacionados os bens da Compagas. Visa dar cobertura securitária contra

possíveis danos causados por incêndio, raio, explosão, danos elétricos, riscos para equipamentos

eletrônicos, vendaval, fumaça, e roubo ou furto qualificado.

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180

h) Seguro de automóveis

Garante as indenizações dos prejuízos sofridos e das despesas incorridas, decorrentes dos riscos

cobertos e relativos à frota de 14 veículos segurados da Compagas. Possui cobertura básica para

os veículos e cobertura adicional de responsabilidade civil facultativa para os danos materiais,

corporais e morais causados a terceiros. As importâncias seguradas para os danos causados a

terceiros são de R$ 150 para danos materiais e R$ 300 para danos pessoais, para cada veículo.

i) Riscos diversos - Copel

Garante as perdas e danos materiais, causados aos bens descritos na apólice, por quaisquer

acidentes decorrentes de causa externa, incluindo os riscos de transladação.

Nesta modalidade de seguro são incluídos os equipamentos elétricos móveis e/ou estacionários,

bem como os equipamentos de informática e eletrônicos, quando em operação nas unidades das

empresas ou quando arrendados ou cedidos a terceiros.

j) Riscos operacionais - Elejor

Garante ao segurado Elejor S.A. avarias, perdas e danos materiais de origem súbita, imprevista e

acidental a prédios, mercadorias, matérias-primas, produtos em elaboração e acabados,

embalagens, maquinismos, ferramentas, móveis e utensílios, e demais instalações que constituem

o estabelecimento segurado, além de lucros cessantes.

k) Riscos operacionais – UEG Araucária

Apólice contratada tipo all risks (cobertura de todos os riscos legalmente seguráveis), inclusive

quebra de máquinas, para todo o complexo da Usina Termelétrica a Gás de Araucária.

l) Garantia judicial

Garante a liquidação de sentença transitada em julgado de processos judiciais contra a Compagas.

Possui o mesmo respaldo que a caução em processos judiciais, substituindo os depósitos judiciais

em dinheiro, a penhora de bens e a fiança bancária.

m) Garantia - contrato de concessão

Seguro contratado pela Elejor, cujo objeto garante ao segurado, Aneel, exclusivamente a execução

das obras do potencial de energia hidráulica localizado no rio Jordão, nos municípios de Foz do

Jordão e Pinhão, Estado do Paraná, denominado Usina Hidrelétrica Fundão, bem como das

respectivas instalações de transmissão de interesse restrito à Central Geradora.

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181

n) Garantia - performance bond

Seguro contratado pelo Consórcio Construtor Complexo Jordão, cujo objeto garante ao segurado,

Elejor, exclusivamente a implantação completa e integral do Complexo Energético Fundão-Santa

Clara, localizado no rio Jordão, nos municípios de Candói e Pinhão, no Paraná, composto pela

Usina Hidrelétrica Santa Clara e Usina Hidrelétrica Fundão, ambas com potência instalada mínima

de 119 MW.

o) Garantia - executante construtor

Seguro contratado pela Elejor, cujo objeto garante ao segurado, BNDES, indenização, até o valor

fixado na apólice, dos prejuízos decorrentes do inadimplemento contratual, com relação às

obrigações assumidas através do Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão Privada de

Debêntures da Elejor, de 25.04.2005, no que diz respeito à conclusão das obras e entrada em

operação comercial da Usina Hidrelétrica Fundão.

O seguro-garantia é destinado às empresas que, na condição de contratadas, estão obrigadas a

garantir a seus clientes que os contratos firmados, no que se refere a preços e prazos e demais

especificações pactuadas, serão rigorosamente cumpridos. Também os órgãos públicos de

administração direta ou indireta, conforme determinam as Leis nºs 8.666/93 e 8.883/94, podem

receber apólices de seguro como garantia de seus fornecedores de bens, serviços, executantes de

obras e licitantes.

Esta modalidade de seguro tem como objetivo garantir o fiel cumprimento de um contrato. O

seguro-garantia não cobre danos e sim responsabilidades, pelo não cumprimento do contrato,

sendo uma opção de garantia contratual prevista na legislação brasileira e que substitui a carta de

fiança bancária, caução em dinheiro ou títulos da dívida pública.

Devido à conclusão das obras e entrada em operação da Usina Hidrelétrica Fundão dentro dos

prazos previstos não foi necessária a renovação desse seguro.

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182

54 Empresas Controladas

Apresentamos as demonstrações contábeis, reclassificadas para fins de padronização do plano de

contas, em 31.12.2006, e de 2005, das subsidiárias integrais Copel Geração (GER), Copel

Transmissão (TRA) e Copel Distribuição (DIS):

ATIVO

2006 2005 2006 2005 2006 2005

CIRCULANTEDisponibilidades 557.355 649.277 59.698 2.594 132.854 332.272 Consumidores e revendedores, líquidos 149.041 159.845 48.757 58.876 731.734 721.725 Serviços executados para terceiros 620 1.114 116 85 45 67 Serviços em curso 4.028 3.387 3.457 3.871 12.322 3.584 Repasse CRC ao Governo do Paraná - - - - 35.205 31.803 Impostos e contribuições sociais 18.813 11.955 3.515 9.979 186.679 97.789 Conta de compensação da "parcela A" - - - - 90.048 128.187 Ativo regulatório - PIS/Pasep e Cofins - - - 13.876 3.408 30.000 Cauções e depósitos vinculados 22.688 22.442 2.754 - 33.714 21.199 Outros créditos 7.830 6.587 3.033 3.977 26.603 15.334 Estoques 138 51 9.870 9.387 32.333 21.371

760.513 854.658 131.200 102.645 1.284.945 1.403.331 NÃO CIRCULANTERealizável a Longo Prazo

Consumidores e revendedores 27.109 140.840 - - 81.048 73.094 Repasse CRC ao Governo do Paraná - - - - 1.158.898 1.150.464 Impostos e contribuições sociais 47.861 57.992 38.742 36.214 213.232 268.318 Depósitos judiciais 8.124 6.807 16.937 16.220 67.297 58.158 Conta de compensação da "parcela A" - - - - 12.273 8.559 Ativo regulatório - PIS/Pasep e Cofins - - - 10.928 - 32.680 Cauções e depósitos vinculados - - 5.140 5.643 19.490 21.397 Coligadas, controladas e controladora 368.622 37.829 - - - - Outros créditos 4.354 4.586 56 56 5.546 9.072

456.070 248.054 60.875 69.061 1.557.784 1.621.742

Investimentos 4.150 4.150 2.257 2.257 419 419 Imobilizado 2.862.926 2.921.375 1.195.446 1.094.914 1.157.613 1.080.377 Intangível 853 905 24.366 21.348 13.418 18.460

3.323.999 3.174.484 1.282.944 1.187.580 2.729.234 2.720.998

TOTAL DO ATIVO 4.084.512 4.029.142 1.414.144 1.290.225 4.014.179 4.124.329

GER TRA DIS

�


183

PASSIVO

2006 2005 2006 2005 2006 2005

CIRCULANTEEmpréstimos e financiamentos 52.885 54.957 16.047 17.126 14.802 20.794 Debêntures - - - - 637.329 57.220 Fornecedores 46.808 818.528 4.384 6.179 335.237 432.295 Impostos e contribuições sociais 93.946 31.722 13.389 35.250 184.127 197.481 Dividendos a pagar 644.418 75.471 60.014 69.217 52.913 - Folha de pagamento e prov. trabalhistas 22.527 17.897 19.921 16.067 82.562 67.213 Benefícios pós-emprego 25.785 26.188 24.771 25.617 77.143 74.800 Conta de compensação da "parcela A" - - - - 110.498 65.664 Taxas regulamentares 9.887 15.588 1.300 1.065 48.570 24.111 Pesquisa e desenvolv. eficiência energética 28.019 8.471 10.737 3.927 133.282 60.488 Outras contas a pagar 11.013 957 1.355 866 24.212 25.864

935.288 1.049.779 151.918 175.314 1.700.675 1.025.930 NÃO CIRCULANTE

Empréstimos e financiamentos 301.684 353.930 63.771 81.287 98.657 102.091 Debêntures - - - - - 562.902 Provisões para contingências 27.080 64.321 33.899 41.977 133.317 96.521 Coligadas e controladas - - 69.217 3.400 - 173.944 Fornecedores 189.983 889 - - 62.863 284.903 Impostos e contribuições sociais - - - 3.716 15.126 24.562 Benefícios pós-emprego 112.284 91.819 100.816 80.803 262.202 296.058 Conta de compensação da "parcela A" - - - - 52.053 24.912 Outras contas a pagar 8.960 - - - - -

639.991 510.959 267.703 211.183 624.218 1.565.893

PATRIMÔNIO LÍQUIDOCapital social 2.338.932 2.338.932 772.389 751.989 1.607.168 1.607.168 Reservas de lucros 170.301 129.472 222.134 151.739 82.118 - Prejuízos acumulados - - - - - (74.662)

2.509.233 2.468.404 994.523 903.728 1.689.286 1.532.506

TOTAL DO PASSIVO 4.084.512 4.029.142 1.414.144 1.290.225 4.014.179 4.124.329

GER TRA DIS

�


184

Visando possibilitar a análise do resultado por natureza de gasto, os custos e despesas

operacionais estão sendo apresentados de forma agregada:

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

2006 2005 2006 2005 2006 2005Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 133.822 98.435 - - 5.346.082 5.181.156 Suprimento de energia elétrica 1.161.336 1.153.658 - - 105.704 128.330 Disponibilidade da rede elétrica - - 429.906 388.829 148.452 133.792 Outras receitas operacionais 8.194 6.638 2.822 1.721 55.084 62.486

1.303.352 1.258.731 432.728 390.550 5.655.322 5.505.764

Deduções da receita operacional (173.199) (148.642) (43.147) (39.508) (1.738.390) (1.720.759)

Receita Operacional Líquida 1.130.153 1.110.089 389.581 351.042 3.916.932 3.785.005

Custos e Despesas OperacionaisEnergia elétrica comprada para revenda (69.324) (77.204) - - (1.538.928) (1.723.028) Encargos de uso da rede elétrica (187.154) (127.108) - - (631.850) (655.766) Pessoal e administradores (101.909) (86.644) (85.514) (75.531) (410.185) (366.924) Planos previdenciário e assistencial (10.823) (353) (9.594) (634) (48.534) (26.883) Material (8.581) (6.914) (3.819) (5.080) (53.688) (47.608) Matéria-prima e insumos - prod. energia 270.461 (132.561) - - - - Serviços de terceiros (51.804) (44.385) (17.291) (14.469) (173.010) (153.548) Depreciação e amortização (103.088) (102.638) (40.987) (38.594) (157.853) (152.287) Taxas regulamentares (43.260) (67.784) (3.431) (2.879) (450.431) (357.743) Pesquisa e desenv. e eficiência energética (11.341) (9.110) (3.886) (3.094) (34.976) (34.260) Tributos (787) (1.912) (1.112) (1.694) (2.868) (15.985) Provisões e reversões 23.637 (25.584) (14.397) (1.885) (93.337) (36.648) Recuperação de custos e despesas 18.749 17.502 387 931 27.059 27.354 Outros custos e despesas operacionais (14.391) (7.437) (5.664) (4.404) (44.686) (28.475)

(289.615) (672.132) (185.308) (147.333) (3.613.287) (3.571.801)

Resultado das Atividades 840.538 437.957 204.273 203.709 303.645 213.204

Resultado FinanceiroReceitas financeiras 395.132 101.575 8.428 4.715 292.835 239.093 Despesas financeiras (64.867) (253.230) (17.708) (15.071) (208.656) (166.883)

330.265 (151.655) (9.280) (10.356) 84.179 72.210

Lucro Operacional 1.170.803 286.302 194.993 193.353 387.824 285.414

Resultado Não Operacional (319) (4) (794) (332) (6.201) (10.494)

Lucro antes da Tributação 1.170.484 286.298 194.199 193.021 381.623 274.920

Imposto de renda e contribuição social (321.734) (60.885) (36.869) (39.113) (97.723) (126.498) Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.442 6.328 10.197 (2.382) 779 38.581

Lucro Líquido do Exercício 850.192 231.741 167.527 151.526 284.679 187.003

GER TRA DIS

�


185

Apresentamos as demonstrações contábeis, reclassificadas para fins de padronização do plano de

contas, em 31.12.2006, e de 2005, das subsidiárias integrais Copel Telecomunicações (TEL) e

Copel Participações (PAR) – Consolidado:

ATIVO

2006 2005 2006 2005

CIRCULANTEDisponibilidades 237 7.058 169.158 124.982 Consumidores e revendedores, líquidos - - 76.939 46.001 Serviços executados para terceiros 15.465 8.463 - - Dividendos a receber - - 1.975 3.642 Serviços em curso - - 231 230 Impostos e contribuições sociais 2.860 2.374 4.453 1.667 Cauções e depósitos vinculados - - 9.409 105 Outros créditos 625 596 9.368 4.479 Estoques 8.560 5.176 543 605

27.747 23.667 272.076 181.711 NÃO CIRCULANTERealizável a Longo Prazo

Consumidores e revendedores - - 18.901 - Impostos e contribuições sociais 9.586 10.480 12.006 10.156 Depósitos judiciais 100 289 561 2 Outros créditos - - 1.953 2.862

9.686 10.769 33.421 13.020

Investimentos - - 294.480 402.832 Imobilizado 183.518 179.992 1.312.183 671.446 Intangível 1.748 2.230 398 244 Diferido - - 23.204 5.375

194.952 192.991 1.663.686 1.092.917

TOTAL DO ATIVO 222.699 216.658 1.935.762 1.274.628

TEL PAR - Consolidado

�


186

PASSIVO

2006 2005 2006 2005

CIRCULANTEEmpréstimos e financiamentos - - 6.418 6.376 Debêntures - - 15.951 23.232 Fornecedores 4.050 2.032 59.860 26.679 Impostos e contribuições sociais 1.452 2.670 3.986 5.716 Dividendos a pagar - 916 11.718 65.426 Folha de pagamento e prov. trabalhistas 6.869 5.248 2.247 1.805 Benefícios pós-emprego 5.768 6.146 153 149 Taxas regulamentares - - 416 501 Pesquisa e desenvolv. eficiência energética - - 2.278 308 Encargo da concessão - outorga Aneel - - 29.489 - Outras contas a pagar 659 170 218 6.791

18.798 17.182 132.734 136.983 NÃO CIRCULANTE

Empréstimos e financiamentos - - 75.078 65.316 Debêntures - - 262.550 263.623 Provisões para contingências 842 753 3.053 - Coligadas e controladas - 67.244 511.527 249.257 Fornecedores - - 267 267 Impostos e contribuições sociais - - 8.957 8.957 Benefícios pós-emprego 18.772 16.755 1.685 1.419

19.614 84.752 863.117 588.839

PART. ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES - - 271.022 143.431 PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital social 187.894 120.650 586.975 330.718 Reservas de capital 701 701 - - Reservas de lucros - - 81.914 74.657 Prejuízos acumulados (4.308) (6.627) - -

184.287 114.724 668.889 405.375

TOTAL DO PASSIVO 222.699 216.658 1.935.762 1.274.628


�


187


operacionais estão sendo apresentados de forma agregada:

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

2006 2005 2006 2005Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica - - 24.127 - Suprimento de energia elétrica - - 196.719 31.851 Receita de telecomunicações 88.799 83.567 - - Distribuição de gás canalizado - - 237.172 253.510 Outras receitas operacionais - - 120 55

88.799 83.567 458.138 285.416

Deduções da receita operacional (12.185) (11.319) (69.797) (43.555)

Receita Operacional Líquida 76.614 72.248 388.341 241.861

Custos e Despesas OperacionaisEnergia elétrica comprada para revenda - - (4.275) - Encargos de uso da rede elétrica - - (10.365) (2.549) Pessoal e administradores (27.195) (23.137) (12.019) (9.681) Planos previdenciário e assistencial (2.806) (975) (1.180) (965) Material (1.321) (2.571) (443) (287) Gás natural e insumos - operações de gás - - (177.702) (142.294) Serviços de terceiros (6.541) (5.371) (8.787) (5.416) Depreciação e amortização (26.938) (26.495) (43.529) (8.893) Taxas regulamentares - - (1.996) (1.260) Pesquisa e desenv. e eficiência energética - - (2.062) (307) Tributos (597) (277) (226) (217) Provisões e reversões (783) (325) - (389) Recuperação de custos e despesas 21 9 58 57 Encargo da concessão - outorga Aneel - - (26.423) (5.746) Outros custos e despesas operacionais (2.705) (2.371) 1.380 (3.339)

(68.865) (61.513) (287.569) (181.286)

Resultado das Atividades 7.749 10.735 100.772 60.575

Resultado FinanceiroReceitas financeiras 923 1.218 17.025 38.844 Despesas financeiras (2.745) (3.141) (51.087) (13.543)

(1.822) (1.923) (34.062) 25.301

Resultado de Particip. Societárias - - (6.492) 8.693

Lucro Operacional 5.927 8.812 60.218 94.569

Resultado Não Operacional (64) (99) (15.994) 96

Lucro antes da Tributação e da Part. de Acionistas Não Controladores 5.863 8.713 44.224 94.665

Imposto de renda e contribuição social (965) (2.682) (22.361) (21.088) Imposto de renda e contribuição social diferidos (169) (282) 2.183 1.619 Part. acionistas não controladores - - (13.888) (16.424)

Lucro Líquido do Exercício 4.729 5.749 10.158 58.772


�


188

55 Demonstração do Resultado Segregado por Empresa


operacionais estão sendo apresentados de forma agregada. A demonstração da Holding

representa o resultado de suas atividades, desconsiderando a receita de equivalência patrimonial

das controladas.

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO PAR

ConsolidadoReceita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 133.822 - 5.346.082 - 24.127 - (3.909) 5.500.122 Suprimento de energia elétrica 1.161.336 - 105.704 - 196.719 - (172.783) 1.290.976 Disponibilidade da rede elétrica - 429.906 148.452 - - - (294.585) 283.773 Receita de telecomunicações - - - 88.799 - - (30.745) 58.054 Distribuição de gás canalizado - - - - 237.172 - (10.091) 227.081 Outras receitas operacionais 8.194 2.822 55.084 - 120 - (4.900) 61.320

1.303.352 432.728 5.655.322 88.799 458.138 - (517.013) 7.421.326

Deduções da receita operacional (173.199) (43.147) (1.738.390) (12.185) (69.797) - - (2.036.718)

Receita Operacional Líquida 1.130.153 389.581 3.916.932 76.614 388.341 - (517.013) 5.384.608

Custos e Despesas OperacionaisEnergia elétrica comprada p/ revenda (69.324) - (1.538.928) - (4.275) - 172.783 (1.439.744) Encargos de uso da rede elétrica (187.154) - (631.850) - (10.365) - 294.589 (534.780) Pessoal e administradores (101.909) (85.514) (410.185) (27.195) (12.019) (5.354) 291 (641.885) Planos previdenciário e assistencial (10.823) (9.594) (48.534) (2.806) (1.180) (73) - (73.010) Material (8.581) (3.819) (53.688) (1.321) (443) (6) - (67.858) Matéria-prima e insumos - prod. energia 270.461 - - - - - 10.118 280.579 Gás natural e insumos - oper. de gás - - - - (177.702) - - (177.702) Serviços de terceiros (51.804) (17.291) (173.010) (6.541) (8.787) (8.042) 38.696 (226.779) Depreciação e amortização (103.088) (40.987) (157.853) (26.938) (43.529) - - (372.395) Taxas regulamentares (43.260) (3.431) (450.431) - (1.996) - - (499.118) Pesquisa e desenv. e eficiência energ. (11.341) (3.886) (34.976) - (2.062) - - (52.265) Tributos (787) (1.112) (2.868) (597) (226) (1.761) - (7.351) Provisões e reversões 23.637 (14.397) (93.337) (783) - 165.548 - 80.668 Recuperação de custos e despesas 18.749 387 27.059 21 58 251 (3.881) 42.644 Encargo da concessão - outorga Aneel - - - - (26.423) - - (26.423) Outros custos e despesas operacionais (14.391) (5.664) (44.686) (2.705) 1.380 (4.174) 4.444 (65.796)

(289.615) (185.308) (3.613.287) (68.865) (287.569) 146.389 517.040 (3.781.215)

Resultado das Atividades 840.538 204.273 303.645 7.749 100.772 146.389 27 1.603.393

Resultado FinanceiroReceitas financeiras 395.132 8.428 292.835 923 17.025 45.221 (30.361) 729.203 Despesas financeiras (64.867) (17.708) (208.656) (2.745) (51.087) (174.457) 30.334 (489.186)

330.265 (9.280) 84.179 (1.822) (34.062) (129.236) (27) 240.017

Resultado de Particip. Societárias - - - - (6.492) 305 - (6.187)

Lucro Operacional 1.170.803 194.993 387.824 5.927 60.218 17.458 - 1.837.223

Resultado Não Operacional (319) (794) (6.201) (64) (15.994) 395 - (22.977)

Lucro antes da Tributação e da Part. de Acionistas Não Controladores 1.170.484 194.199 381.623 5.863 44.224 17.853 - 1.814.246

Imposto de renda e contribuição social (321.734) (36.869) (97.723) (965) (22.361) (20.075) - (499.727) Imp. renda e contrib. social diferidos 1.442 10.197 779 (169) 2.183 (72.383) - (57.951) Part. acionistas não controladores - - - - (13.888) - - (13.888)

Lucro (Prejuízo) Líquido do Exercício 850.192 167.527 284.679 4.729 10.158 (74.605) - 1.242.680

TEL Eliminações ConsolidadoHoldingGER TRA DIS

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189

56 Detalhamento da Doar

ORIGENS

2006 2005 2006 2005DAS OPERAÇÕES

Lucro líquido do exercício 1.242.680 502.377 1.242.680 502.377

Despesas (receitas) que não afetam o capital circulante líquido:Depreciação e amortização - - 372.395 328.906 Depreciação do imobilizado - - 356.843 324.664 Amortização do intangível - - 3.068 3.972 Amortização do diferido - - 12.484 270

Variações monetárias de longo prazo - líquidas 30.415 16.890 (14.751) (38.942) Do realizável a longo prazo (218) (4.669) (47.487) (42.167)Dos empréstimos e financiamentos - moeda nacional - - 21.773 5.499 Dos empréstimos e financiamentos - moeda estrangeira - - (17.144) (45.375) Das debêntures - - 22.792 13.492 Dos demais passivos não circulantes 30.633 21.559 5.315 29.609

Equivalência patrimonial (1.317.285) (634.791) 1.118 (13.501)Copel Geração S.A. (850.192) (231.741) - - Copel Transmissão S.A. (167.527) (151.526) - - Copel Distribuição S.A. (284.679) (187.003) - - Copel Telecomunicações S.A. (4.729) (5.749) - - Copel Participações S.A. (10.158) (58.772) - - Copel Amec S/C Ltda. - - (40) (95)Dona Francisca Energética S.A. - - (2.023) - Carbocampel S.A. - - 19 27 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. - - 625 (201)Foz do Chopim Energética Ltda. - - (3.049) (6.312) Sercomtel S.A. Telecomunicações - - 11.712 285Sercomtel Celular S.A. - - 2.721 2.092Dominó Holdings S.A. - - (8.847) (9.519)Escoeletric Ltda. - - - 222

Imposto de renda e contribuição social diferidos 82.245 (9.692) 123.079 (38.363)

Provisões (reversões) no passivo não circulante (170.956) 17.187 (5.875) 216.321 Fornecedores de energia elétrica - - 49.075 - Fornecedores de materiais e serviços - - 12.750 267 Benefícios pós-emprego - - 107.157 77.910 Conta de compensação da "parcela A" - - 40.962 72.360 ICMS parcelado - 16.950 - 26.218 Contingências ambientais - - 156 - Contingências cíveis (13) 28 (17.857) 4.735 Contingências com consumidores - reajuste tarifário de 1986 - - (9.003) 4.549 Contingências previdenciárias - notificações do INSS - - (25.625) 7.379 Contingências regulatórias - - 2.083 - Contingências trabalhistas - - 10.108 18.163 Contingências com Cofins sobre o faturamento de 1998 a 2001 (197.550) - (197.550) - Contingências tributárias 26.607 209 21.869 4.740

Baixas de ativo regulatório - Pis/Pasep e Cofins - - 46.226 -

Baixas de imobilizado - líquidas - - 14.721 18.284

Baixas de intangível, diferido e outros ativos não circulantes-liquidas - - 210 201 Baixas de intangível - - 126 13 Baixas de diferido - - - 103 ICMS a compensar - Lei Kandir - - 84 85

Amortização de ágio em investimentos - - 5.374 4.808 Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - - 566 - Sercomtel S.A. Telecomunicações - - 4.228 4.228 Sercomtel Celular S.A. - - 580 580

Participação de acionistas não controladores - - 13.888 16.424

Total de despesas (receitas) que não afetam o capital circulante líquido (1.375.581) (610.406) 556.385 494.138


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190

ORIGENS

2006 2005 2006 2005DAS OPERAÇÕES

Dividendos recebidos de coligadas e controladas 967.063 239.041 13.730 4.576 Copel Geração S.A. 775.743 129.966 - - Copel Transmissão S.A. 70.604 81.432 - - Copel Distribuição S.A. 117.823 - - - Copel Participações S.A. 2.893 27.643 - - Foz do Chopim Energética S.A. - - 11.720 - Sercomtel S.A. Telecomunicações - - - 2.216 Sercomtel Celular S.A. - - - 185 Dominó Holdings S.A. - - 2.010 2.175

- TOTAL DAS OPERAÇÕES 834.162 131.012 1.812.795 1.001.091

DE TERCEIROSEmpréstimos e financiamentos - - 16.937 35.532

Moeda nacional - - 16.937 35.532

Debêntures 600.000 500.000 600.000 755.626

Fornecedores - - 157.443 - Repactuação com a Petrobrás (reclassificação do circulante) - - 157.443 -

Coligadas e controladas 471.254 - - - Contrato de mútuo - Copel Geração S.A. 300.459 - - - Demais coligadas e controladas 170.795 - - -

Alienação de investimentos - - - 146

Participação financeira do consumidor - - 43.489 39.675

Participação de acionistas não controladores - - 113.703 6.204

Outras contas a pagar - - 8.960 - Indenização - Comunidade Indígena de Apucaraninha - - 8.960 -

Realizáveis a longo prazo transferidos para o circulante: Consumidores e revendedores - - 26.938 22.814 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - 34.440 31.772 Impostos e contribuições sociais - - 9.107 1.518

ICMS a recuperar - - 9.107 1.518 Conta de compensação da "parcela A" - - 25.120 101.933 Ativo regulatório - Pis/Pasep e Cofins - - 6.815 85.414 Coligadas e controladas 35.357 475 35.357 475

Contrato de mútuo - Foz do Chopim Energética Ltda. 35.357 475 35.357 475 Outros créditos - - 5.383 2.305

Empréstimos compulsórios sobre veículos e combustíveis - - 2.482 305 Imposto de renda estadual sobre aplicações financeiras - 1996 - - 243 - Seguros pagos antecipadamente - - 2.658 2.000

TOTAL DE TERCEIROS 1.106.611 500.475 1.083.692 1.083.414

TOTAL DAS ORIGENS 1.940.773 631.487 2.896.487 2.084.505


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191

APLICAÇÕES

2006 2005 2006 2005

Na distribuição de dividendos 280.951 122.995 280.951 122.995

No imobilizado - - 567.778 660.606 Em geração - - 41.925 20.686 Em geração (Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.) - - 59.816 219.197 Em transmissão - - 142.840 147.608 Em distribuição - - 282.158 241.017 Em telecomunicações - - 30.132 23.110 Em canalização de gás (Companhia Paranaense de Gás - Compagas) - - 10.902 8.988 Em instalações gerais - - 5 -

No intangível - - 5.747 2.324

No realizável a longo prazoConsumidores e revendedores - - 25.109 11.255

Redução de tarifa e outros encargos recuperáveis - - 1.642 549 Parcelamento de débitos de consumidores - - 23.467 10.706

Impostos e contribuições sociais - - 8.893 2.232 ICMS a recuperar - - 8.893 2.232

Depósitos judiciais 9.768 - 30.778 19.826

Conta de compensação da "parcela A" - - - 13.884

Ativo regulatório Pis/Pasep e Cofins - - 9.432 48.597

Controladas e coligadas - 49.407 - -

Outros créditos - - 2.140 1.647 Pagamentos antecipados de seguros - - 2.140 1.647

Total de aplicações no realizável a longo prazo 9.768 49.407 76.352 97.441

Nos investimentos 604.743 43.997 534.546 2.707 Copel Transmissão S.A. 86.217 3.400 - - Copel Participações S.A. 518.526 40.597 - - UEG Araucária Ltda. (aplicações anteriores à consolidação) - - 127 - Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. (devolução parcial de ágio) - - (189) - Escoeletric Ltda. - - - 2.500 Estudos e projetos - - 5 207 UEG Araucária Ltda - efeito líquido da consolidação em 30/06/2006 - - 534.603 -

No diferido - - 145 752

Passivos não circulantes transferidos para o circulante:Empréstimos e financiamentos 7.695 10.064 85.000 95.900

Em moeda nacional - - 51.903 56.572 Em moeda estrangeira 7.695 10.064 33.097 39.328

Debêntures 700.525 - 720.087 -

Fornecedores - - 112.590 64.321

Impostos e contribuições sociais - 36.196 - 50.353 ICMS parcelado - 36.196 - 50.353

Benefícios pós-emprego - - 127.478 131.644

Conta de compensação da "parcela A" - - 44.657 28.767


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192

APLICAÇÕES

2006 2005 2006 2005

Passivos não circulantes transferidos para o circulante:

Contingências judiciais e outras contas a pagar - - 6.355 2.281 Trabalhistas - - 4.747 - Cíveis - - 1.471 693 Consumidores - reajuste tarifário de 1986 - - 137 - RGR - ajuste anual parcelado - - - 1.588

Total de passivos não circulantes transferidos para o circulante 708.220 46.260 1.096.167 373.266

No aumento do capital circulante líquido 337.091 368.828 334.801 824.414

TOTAL DAS APLICAÇÕES 1.940.773 631.487 2.896.487 2.084.505

Demonstração da variação do capital circulante líquido

Ativo circulante inicial (após os ajustes de exercícios anteriores NE nº 25) 292.883 330.461 2.492.609 1.653.172Passivo circulante inicial (após os ajustes de exercícios anteriores NE nº 25) 381.351 787.757 2.395.147 2.336.707Capital circulante líquido inicial (88.468) (457.296) 97.462 (683.535)

Ativo circulante final 1.417.284 292.883 3.013.633 2.470.243Passivo circulante final 1.168.661 381.351 2.581.370 2.329.364Capital circulante líquido final 248.623 (88.468) 432.263 140.879

Aumento do capital circulante líquido 337.091 368.828 334.801 824.414


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193

57 Eventos Subseqüentes

a) Renegociação Cien

Em 02.01.2007, a Copel e a Cia Interconexão Energética - Cien firmaram os Termos Aditivos nº 03

aos Contratos de Suprimento, o que reduziu, para 2007, o montante contratado, de 400 MW

médios, para 175 MW médios, e antecipou a data de encerramento do referido Contrato para

dezembro de 2007. Em decorrência, a título de indenização, a Cien deu quitação à Copel das

seguintes obrigações assumidas pelo Termos Aditivos nº 02:

1) Diferimento do faturamento da energia utilizada no período entre dezembro de 2002 a abril de

2003, no valor de R$ 63.000, conforme o disposto na clausula 29 do Contrato;

2) Saldo do financiamento da energia utilizada a partir de maio de 2003, no valor de R$ 37.863,

conforme a clausula 27 do Contrato.

Em virtude dos termos firmados, a Copel pagará a Cien, a título de antecipação da CVA, referente

ao período de maio de 2006 a abril de 2007, saldo remanescente, de R$ 25.000, a ser quitado em

3 parcelas mensais: R$ 16.667 em janeiro, R$ 4.166 em fevereiro e R$ 4.167 em março de 2007.

b) Contrato de Mútuo

Em 27.02.2007, foi aprovado pela Aneel o contrato de mútuo a ser firmado entre a Companhia

(mutuante) e Copel Distribuição (mutuária), no valor de R$ 1.100.000. O prazo definido é de 5

anos, com juros de 104% da taxa DI, sendo que os recursos serão destinados ao programa de

investimento da concessão e ao pagamento das debêntures repassadas a Copel Distribuição, com

vencimento em 1º.03.2007 (NE nº 21).

c) Liberação de Financiamento

A Copel contratou junto ao Banco do Brasil uma linha de financiamento de até R$ 353.000, com a

finalidade de pagamento de dívidas existentes.

Até 28.02.07 foram contratadas duas operações sendo uma no valor de R$ 29.000, por 7 anos, à

taxa de 106,5% a.a. do CDI, e outra no valor de R$ 231.000, por 7 anos, à taxa de 106,2% a.a. do

CDI.

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194

Anexo I – Demonstração do Fluxo de Caixa

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


2006 2005 2006 2005

ATIVIDADES OPERACIONAISLucro líquido do exercício 1.242.680 502.377 1.242.680 502.377

Despesas (receitas) que não afetam o caixa:Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - 65.499 25.502 Depreciação e amortização - - 372.395 328.906 Variações monetárias de longo prazo - líquidas 30.415 16.890 (14.751) (38.942) Equivalência patrimonial (1.317.285) (634.791) 1.118 (13.501) Imposto de renda e contribuição social diferidos 82.245 (9.692) 123.079 (38.363) Provisões (reversões) no exigível a longo prazo (170.956) 17.187 (5.875) 216.321 Baixas de ativo regulatório - Pis/Pasep e Cofins - - 46.226 - Baixas de imobilizado - líquidas - - 14.721 18.284 Baixas de intangível, diferido e outros ativos não circulantes - líquidas - - 210 201 Amortização de ágio em investimentos - - 5.374 4.808 Participações de acionistas não controladores - - 13.888 16.424

(1.375.581) (610.406) 621.884 519.640

Variações no ativo circulanteConsumidores e revendedores - - (125.441) (151.693) Serviços executados para terceiros, líquidos - - (6.050) (4.526) Serviços em curso 1.060 - (7.906) (6.511) Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - 31.038 29.428 Impostos e contribuições sociais (7.561) (45.235) (72.572) (36.092) Conta de compensação da "parcela A" - - 63.259 170.908 Ativo regulatório - Pis/Pasep e Cofins - - 47.283 41.538 Cauções e depósitos vinculados - - (24.819) (34.521) Estoques - - (14.854) (5.958) Outros créditos 39.706 724 37.292 538

33.205 (44.511) (72.770) 3.111 Variações no passivo circulante

Fornecedores 286 (160) (725.037) 314.473 Impostos e contribuições sociais (62.426) (31.598) (70.895) 56.810 Folha de pagamento e provisões trabalhistas (4) 15 25.892 23.858 Benefícios pós-emprego 13 (14) (126.745) (123.525) Conta de compensação da "parcela A" - - 177 36.897 Taxas regulamentares - - 18.908 (22.855) Operações com derivativos - - - (124.629) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - - 35.338 29.988 Outras contas a pagar (36.460) 36.474 18.442 (42.781)

(98.591) 4.717 (823.920) 148.236 Aplicações no realizável a longo prazo

Consumidores e revendedores - - (25.109) (11.255) Impostos e contribuições sociais - - (8.893) (2.232) Depósitos judiciais (9.768) - (30.778) (19.826) Conta de compensação da "parcela A" - - - (13.884) Ativo regulatório - Pis/Pasep e Cofins - - (9.432) (48.597) Coligadas e controladas - (49.407) - - Outros créditos - - (2.140) (1.647)

(continua) (9.768) (49.407) (76.352) (97.441) Nota: Demonstração em conformidade com o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução

Aneel nº 444/2001 publicada no D.O.U. em 29.10.2001.


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195

Demonstração do Fluxo de Caixa Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


(continuação)

2006 2005 2006 2005ATIVIDADES OPERACIONAIS

Aumento do passivo não circulanteColigadas e controladas 471.254 - - - Participação de acionistas não controladores - - 113.703 6.204 Outras contas a pagar - - 8.960 -

471.254 - 122.663 6.204

Total das Atividades Operacionais 263.199 (197.230) 1.014.185 1.082.127

ATIVIDADES DE INVESTIMENTOAplicações em participações societárias:

Copel Transmissão S.A. (86.217) (3.400) - - Copel Participações S.A. (518.526) (40.597) - - UEG Araucária Ltda. (incluindo o efeito da consolidação do imobilizado) - - (534.603) - Demais investidas - - 57 (2.707)

Alienação de investimentos - - - 146 Dividendos e juros sobre o capital próprio 413.933 333.907 15.376 3.797 Aplicações no imobilizado:

Em geração - - (41.925) (20.686) Em geração (Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.) - - (59.816) (219.197) Em transmissão - - (142.840) (147.608) Em distribuição - - (282.158) (241.017) Em telecomunicações - - (30.132) (23.110) Em canalização de gás (Companhia Paranaense de Gás - Compagas) - - (10.902) (8.988) Instalações gerais - - (5) -

Participação financeira do consumidor - - 43.489 39.675 Aplicações no intangível - - (5.747) (2.324) Aplicações no diferido - - (145) (752)

Total das Atividades de Investimento (190.810) 289.910 (1.049.351) (622.771)

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOEmpréstimos e financiamentos (9.756) (417.495) (77.164) (475.511) Debêntures 629.408 435.851 602.565 714.709 Dividendos propostos (122.922) (98.734) (117.997) (99.880)

Total das Atividades de Financiamento 496.730 (80.378) 407.404 139.318

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA 569.119 12.302 372.238 598.674

Saldo inicial de caixa 15.583 3.281 1.131.766 533.092 Saldo final de caixa 584.702 15.583 1.504.004 1.131.766

Variação no caixa 569.119 12.302 372.238 598.674 Nota: Demonstração em conformidade com o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução

Aneel nº 444/2001 publicada no D.O.U. em 29.10.2001.


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196

Anexo II – Demonstração do Valor Adicionado

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


NE nº

2006 2005 2006 2005

Receitas Venda de energia, serviços e outras receitas 29 - - 7.421.326 6.801.298 Vendas canceladas e abatimentos 30 - - - (136) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 42 (5.408) - (65.499) (25.502) Resultado não operacional 47 395 187 (22.977) (10.646)

Total (5.013) 187 7.332.850 6.765.014

( - ) Insumos aquiridos de terceiros Energia elétrica comprada para revenda 32 - - 1.439.744 1.436.330 Encargos de uso da rede elétrica 33 - - 534.780 530.798 Material, insumos e serviços de terceiros 36/37/39 8.048 6.454 14.058 321.686 Gás natural e insumos para oper. gás 38 - - 177.702 142.294 Encargos de capacidade emergencial e Proinfa 30 - - 1.097 82.404 Outros insumos - (167.143) 3.089 (59.129) 79.644

Total (159.095) 9.543 2.108.252 2.593.156

( = ) VALOR ADICIONADO BRUTO 154.082 (9.356) 5.224.598 4.171.858

( - ) Depreciação e amortização 31 - - 372.395 328.906

( = ) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 154.082 (9.356) 4.852.203 3.842.952

( + ) Valor adicionado transferidoReceitas financeiras e despesa financeira negativa 45 45.221 15.199 729.203 417.222 Resultado de participações societárias 46 1.317.590 635.163 (6.187) 9.065

Total 1.362.811 650.362 723.016 426.287

VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 1.516.893 641.006 5.575.219 4.269.239

Nota: Demonstração em conformidade com a Norma Brasileira de Contabilidade NBC T 3.7 aprovada pela Resol. CFC nº 1.010 publicada no D.O.U. em 25.01.2005.


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197

Demonstração do Valor Adicionado Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005


NE nº

2006 % 2005 % 2006 % 2005 %

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO :

Pessoal Remunerações e honorários 34 4.398 3.715 441.791 415.419 Planos previdenciário e assistencial 35 73 21 73.010 29.831 Auxílio alimentação e educação 34 - - 42.535 35.575 Encargos sociais - FGTS 34 213 182 33.614 31.773 Indenizações trabalhistas 34 - - 8.063 2.669 Participação nos lucros e/ou resultados 34 - - 52.028 32.294 Transferências para imobilizado em curso 34 - - (49.487) (58.203)

Total 4.684 0,3 3.918 0,6 601.554 10,8 489.358 11,5

Governo FEDERAL: 102.855 (1.320) 1.824.028 1.282.422

Encargos sociais - INSS 34 743 588 113.341 106.928 Imposto de renda e contribuição social 49 92.458 (8.202) 557.678 198.200 Pasep 30 - - 98.775 79.883 Cofins 30 - - 448.539 361.509 Taxas regulamentares 40 - - 221.066 230.051 Conta de consumo de combustível - CCC 40 - - 278.052 199.615 RGR 30 - - 57.927 63.817 CPMF e IOF 45 7.990 5.058 46.124 36.211 Outros tributos - 1.664 1.236 2.526 6.208

ESTADUAL: 97 21.188 1.432.512 1.407.836 ICMS 30 - - 1.428.729 1.373.494 IPVA, pedágio e outros impostos e taxas - 97 - 1.577 713 ICMS - auto de infração e outras oper. - - 21.188 2.206 33.629

MUNICIPAL: - - 2.693 3.311 ISSQN 30 - - 1.651 1.351 IPTU e outros impostos e taxas - - - 1.042 1.960

Total 102.952 6,8 19.868 3,1 3.259.233 58,5 2.693.569 63,0

Financiadores Juros e multas - 166.467 114.734 443.062 551.579 Arrendamentos e aluguéis 44 110 109 14.802 15.932

Total 166.577 11,0 114.843 17,9 457.864 8,2 567.511 13,3

Acionistas Partic.de acionistas não controladores 53 - - 13.888 16.424 Remuneração do capital próprio 28 123.000 122.995 123.000 122.995 Lucros retidos na empresa - 1.119.680 379.382 1.119.680 379.382

Total 1.242.680 81,9 502.377 78,4 1.256.568 22,5 518.801 12,2

1.516.893 641.006 5.575.219 4.269.239

Valor adicionado ( médio ) por empregado 705 591 Taxa de contribuição do patrimônio líquido - % 87,4 77,8 Taxa de geração de riqueza - % 46,7 39,1 Taxa de retenção de riqueza - % 20,3 9,3

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis. Nota: Demonstração em conformidade com a Norma Brasileira de Contabilidade NBC T 3.7 aprovada pela Resol. CFC nº 1.010

publicada no D.O.U. em 25.01.2005.


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198

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Aos

Administradores da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Curitiba - PR

1. Examinamos os balanços patrimoniais da Companhia Paranaense de Energia – COPEL

(controladora e consolidado), levantados em 31 de dezembro de 2006, e as respectivas

demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido (controladora) e das origens e

aplicações de recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a

responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião

sobre essas demonstrações financeiras.

2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas brasileiras de auditoria e

compreendeu: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume

de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Companhia e de suas controladas;

(b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e

as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis

mais representativas adotadas pela Administração da Companhia e controladas, bem como da

apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 representam

adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da

Companhia Paranaense de Energia – COPEL (controladora e consolidado) em 31 de dezembro de

2006, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido (controladora) e as

origens e aplicações de seus recursos referentes ao exercício findo naquela data, de acordo com

as práticas contábeis adotadas no Brasil.

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199

4. Nosso exame foi conduzido com o objetivo de emitir parecer sobre as demonstrações

financeiras básicas referidas no parágrafo 1, tomadas em conjunto. As demonstrações do fluxo de

caixa e do valor adicionado (controladora e consolidado), contidas respectivamente nos Anexos I e

II, que estão sendo apresentadas para propiciar informações suplementares sobre a Companhia e

controladas, não são requeridas como parte integrante das demonstrações financeiras básicas, de

acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. As demonstrações dos fluxos de caixa e do

valor adicionado foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos no parágrafo

2 e, em nossa opinião, essas demonstrações suplementares (controladora e consolidado) estão

adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às

demonstrações financeiras básicas referentes aos exercícios findo em 31 de dezembro de 2006,

tomadas em conjunto.

5. Conforme mencionado na nota explicativa n° 48 às demonstrações financeiras, a

Companhia está questionando os cálculos preparados e divulgados pelo então Mercado Atacadista

de Energia Elétrica – MAE (presentemente Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –

CCEE), os quais levam em consideração as decisões da Agência Nacional de Energia Elétrica –

ANEEL, contidas no Despacho ANEEL n° 288/2002 e na Resolução ANEEL n° 395/2002, por

entender que esses normativos introduziram alterações nas regras de mercado vigentes à época

de ocorrência das respectivas operações. O montante envolvido é de aproximadamente R$711.000

mil (valor atualizado em 31 de dezembro de 2006), cuja provisão não foi registrada contabilmente

pela Companhia, fundamentada na opinião de seus assessores jurídicos, que entendem como

sendo possível a chance de êxito da Companhia no desfecho do referido processo.

6. As demonstrações financeiras e as informações complementares, referentes ao exercício

findo em 31 de dezembro de 2005, apresentadas para fins de comparação, foram auditadas por

outros auditores independentes que emitiram parecer datado de 23 de março de 2006, que

continha parágrafo de ênfase sobre o mesmo assunto descrito no parágrafo 5 acima.

Curitiba, 20 de março de 2007

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Ecio Pereira da Costa Júnior

Auditores Independentes Sócio

CRC n.º 2 SP-011.609/O-8 F-PR CRC n.º 1 SP-101.318/O-2 T-PR

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200

RELATÓRIO DO COMITÊ DE AUDITORIA

Introdução

De acordo com o estabelecido em seu Regimento Interno compete ao Comitê de Auditoria zelar

pela qualidade e integridade das demonstrações contábeis e financeiras da Companhia

Paranaense de Energia – Copel, pelo cumprimento das exigências legais e regulamentares, pela

atuação, independência e qualidade do trabalho da empresa de auditoria independente contratada

para emitir parecer sobre as demonstrações contábeis e financeiras, pela atuação e qualidade do

trabalho da auditoria interna e de administração de riscos da Companhia.

A elaboração das demonstrações contábeis da Copel e de suas controladas é de responsabilidade

da administração, cabendo a esta estabelecer os procedimentos necessários para garantir a

qualidade dos processos dos quais se originam as informações utilizadas na preparação de

demonstrações contábeis e a geração de relatórios. A administração também é responsável pelas

atividades de controle e monitoramento de riscos e pela supervisão das atividades corporativas de

controles internos.

A Deloitte Touche Tohmatsu – Auditores Independentes é a responsável pela auditoria das

demonstrações contábeis e deve assegurar que as mesmas apresentem de forma adequada a

posição patrimonial e financeira da Companhia, de acordo com os princípios de contabilidade

geralmente aceitos, a legislação societária brasileira, as normas da Comissão de Valores

Mobiliários – CVM e as normas editadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e

Agência Nacional de Telecomunicações – ANATEL.

A Comitê de Auditoria supervisiona os trabalhos da Auditoria Interna, a qual tem o propósito de

desenvolver com independência e objetividade as atividades de auditoria dos processos de

negócio, contribuindo para a melhoria da eficácia do gerenciamento de riscos e da governança

corporativa e assessorando a tomada de decisão dos administradores.

Atividades do Comitê de Auditoria

Desde sua criação, o Comitê estabeleceu um programa de atuação de forma a viabilizar o

desempenho das funções inerentes às suas responsabilidades. Para tanto foi definido calendário

de reuniões, coerente com as datas dos fechamentos dos balanços e com as reuniões do

Conselho Fiscal relacionadas à aprovação das demonstrações contábeis consolidadas da

Companhia, a serem publicadas.

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201

A “Especialista Financeira” do Comitê, com o objetivo de acompanhar as operações, compareceu

periodicamente à empresa e os assuntos decorrentes dos trabalhos realizados foram reportados

ao Comitê de Auditoria.

As ações relevantes e as recomendações do Comitê foram relatadas à Administração e registradas

em atas das reuniões do Conselho de Administração.

O Comitê reuniu-se 08 (oito) vezes no primeiro semestre de 2006 e 10 (dez) vezes no segundo

semestre.

No exercício de suas atividades regulamentares, dentre outras, destacaram-se:

a) Apreciação e aprovação dos resultados e das informações financeiras relativas ao primeiro,

segundo e terceiro trimestres de 2006;

b) Acompanhamento da evolução do orçamento da Companhia;

c) Revisão das demonstrações financeiras e da sua forma de elaboração e de apresentação;

d) Acompanhamento da contratação de empresa para prestação de serviços de auditoria

independente e da contratação de empresa para prestação de serviços relativos a consultoria

em contabilidade nos padrões do USGAAP;

e) Acompanhamento e supervisão do trabalho da Auditoria Interna da Companhia;

f) Acompanhamento da revisão dos métodos alternativos de tratamento contábil, relativos a

informações contábeis e financeiras;

g) Acompanhamento da revisão das políticas de avaliação e administração de riscos da

Companhia;

h) Análise e apreciação do Balanço Patrimonial relativo ao exercício de 2005;

i) Aprovação da proposta da Diretoria para aumento do Capital Social mediante a incorporação de

reservas;

j) Apreciação das principais atividades da Presidência e das Diretorias de Gestão Corporativa, de

Distribuição, Jurídica, de Finanças e de Relações com Investidores; e de Geração e

Transmissão de Energia e de Telecomunicações;

k) Análise e discussão sobre os questionamentos ou fiscalizações relevantes de autoridades

governamentais ou regulamentares;

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202

l) Análise, acompanhamento e aprovação do Regimento Interno da Auditoria Interna (anexo II) e

de seu Planejamento para o ano de 2006 (anexo III);

m) Acompanhamento das denúncias realizadas à Ouvidoria através do Canal de Comunicação

Confidencial, bem como acompanhamento das ações realizadas pela Ouvidoria com relação à

automatização e divulgação desse Canal;

n) Acompanhamento das negociações do dissídio salarial e do Acordo da PLR - Participação nos

Lucros ou Resultados;

o) Acompanhamento do processo de adaptação da Copel à Norma NR-10, norma

regulamentadora que fixa as condições mínimas exigíveis para garantir a segurança dos

empregados que trabalham em instalações elétricas, em suas diversas etapas, incluindo

projeto, execução, operação, manutenção, reforma e ampliação e, ainda, a segurança de

usuários e terceiros;

p) Análise e acompanhamento de relatórios oriundos dos trabalhos da Auditoria,

q) Acompanhamento dos trabalhos da Auditoria Independente;

r) Verificação das recomendações feitas pela empresa de Auditoria Independente e pela Auditoria

Interna da Copel e, também, das feitas pelo próprio Comitê de Auditoria;

s) Acompanhamento dos resultados das avaliações do processo de melhoria dos controles

internos para atendimento dos requisitos da Lei Sarbanes-Oxley, apresentados pela Auditoria

Externa;

t) Realização de reuniões, da Presidenta com os Diretores, para tratar e/ou esclarecer diversos

assuntos;

u) Aprovação da agenda e das pautas de reuniões para o ano de 2007.

Avaliação da efetividade dos sistemas de controles internos e administração de riscos

Durante o ano de 2006, o Comitê de Auditoria avaliou, juntamente com a Auditoria Interna, e com o

apoio da Auditoria Externa, os sistemas de controles internos e administração de riscos, com o

objetivo de certificar-se de sua efetividade e da qualidade dos processos de geração de relatórios

que são utilizados pela administração para subsidiar suas decisões.

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203

Na apreciação do Comitê, a forma e as ações adotadas para monitorar esses sistemas, em seus

aspectos relevantes, estão bem estabelecidos e adequadamente direcionados, não tendo sido

detectadas exceções relevantes que possam impactar sua efetividade. Foram detectadas apenas

exceções de menor relevância, as quais serão reportadas, na seqüência, através de documento

específico.

Descrição das recomendações apresentadas às Diretorias

O Comitê de Auditoria realizou reuniões regulares com as Diretorias da Companhia, ocasião em

que teve a oportunidade de expor opiniões e pontos de vista sobre diversos aspectos decorrentes

do exercício de suas funções, apresentando recomendações, as quais foram bem aceitas pela

Administração.

Avaliação da efetividade do trabalho da empresa de Auditoria Independente e da Auditoria

Interna da Companhia

O Comitê de Auditoria relacionou-se com a empresa de Auditoria Independente, Deloitte, dando

ênfase nas considerações sobre os resultados de seus trabalhos e na sua opinião quanto às

demonstrações contábeis e relatórios financeiros. Foi especialmente analisado, durante o ano de

2006, o planejamento da Auditoria Independente com relação aos trabalhos para atendimento à Lei

Sarbanes-Oxley.

Com base nesses exames e nas informações fornecidas pela própria Deloitte, o Comitê atesta a

objetividade e a independência dos Auditores Externos, vez que não identificou situações que

pudessem afetá-las.

Com relação à Auditoria Interna foram solicitados, durante o ano de 2006, diversos trabalhos, os

quais foram plenamente atendidos, sendo que os resultados apresentados nas reuniões do Comitê

de Auditoria foram considerados satisfatórios.

O Comitê avalia positivamente a estrutura da Auditoria Interna da Companhia assim como a

qualidade de seu corpo técnico e gerencial e os resultados apresentados por seus trabalhos.

Avaliação das demonstrações contábeis e financeiras, de acordo com as práticas contábeis

adotadas no Brasil e no cumprimento de normas editadas pela Agência Nacional de Energia

Elétrica – ANEEL e Agência Nacional de Telecomunicações - ANATEL

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204

O Comitê analisou os aspectos que envolvem o processo de preparação dos balancetes e

balanços, das notas explicativas e dos relatórios financeiros publicados em conjunto com as

demonstrações contábeis consolidadas, assim como ouviu a Deloitte e a Administração da

Companhia. Examinou as práticas relevantes utilizadas pela Copel na elaboração das

demonstrações contábeis, verificando-se que estão alinhadas às práticas contábeis adotadas no

Brasil e às normas da CVM, ANEEL e ANATEL.

No ano de 2006 foram realizadas várias reuniões, tanto com a Administração quanto com os

Auditores Externos e o Conselho Fiscal, com o objetivo de discutir os aspectos considerados

relevantes na preparação das demonstrações contábeis e financeiras, correspondentes ao

exercício findo em 31.12.2006.

Não houve o registro de qualquer denúncia de descumprimento de normas, ausência de controles,

ato ou omissão por parte da Administração da Empresa que apontasse a existência ou evidência

de fraudes, falhas ou erros que colocassem em risco a continuidade da Copel ou a credibilidade de

suas demonstrações contábeis e financeiras.

Com base nas considerações acima e considerando que não foram detectadas exceções

relevantes que possam impactar o resultado, este Comitê de Auditoria recomendou ao Conselho

de Administração a aprovação das Demonstrações Contábeis da Companhia Paranaense de

Energia – Copel, correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2006

Curitiba, 21 de março de 2007.

Laurita Costa Rosa

Acir Pepes Mezzadri Rogério de Paula Quadros

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205

PARECER DO CONSELHO FISCAL

Os membros do Conselho Fiscal da COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL, abaixo

assinados, dentro de suas atribuições e responsabilidades legais, procederam ao exame das

Demonstrações Financeiras, do Relatório Anual da Administração e da Proposta da Administração

para Destinação Lucro Líquido, referente ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2006 e,

com base em análises efetuadas e esclarecimentos adicionais prestados pela Administração,

considerando, ainda, o Parecer dos Auditores Independentes, Deloitte Touche Tohmatsu, datado

de 20 de março de 2007, em especial o seu parágrafo 5, e a informação contida no Relatório do

Comitê de Auditoria, datado de 21 de março de 2007, de que os trabalhos requeridos pela Lei

Sarbanes-Oxley encontram-se em andamento e não evidenciam efeitos relevantes nas

Demonstrações Financeiras do exercício de 2006, concluíram que os documentos analisados, em

todos os seus aspectos relevantes, estão adequadamente apresentados, motivo pelo qual opinam

favoravelmente ao seu encaminhamento para deliberação da Assembléia Geral de Acionistas.

Curitiba, 21 de março de 2007.

ANTONIO RYCHETA ARTEN

Presidente

HERON ARZUA

JORGE MICHEL LEPELTIER

MÁRCIO LUCIANO MANCINI

NELSON PESSUTI

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