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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

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Copel Distribuição S.A.

CNPJ/MF 04.368.898/0001-06

Inscrição Estadual 90.233.073-99

www.copel.com copel@copel.com

Rua José Izidoro Biazetto, 158 – Bloco C – Mossunguê - Curitiba - PR CEP 81200-240

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2017

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SUMÁRIO

MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE 3

1.PERFIL ORGANIZACIONAL 5

1.1.A Copel Distribuição ... 5

1.2.Certificações e Prêmios... 6

1.3.Copel Distribuição em números ... 7

2.GOVERNANÇA CORPORATIVA 8 2.1.Administração ... 8

2.2.Gestão de riscos ... 12

3.AMBIENTE MACROECONÔMICO 14 4.AMBIENTE REGULATÓRIO 16 4.1.Revisão Tarifária Anual – RTA ... 16

4.2.Tarifa Branca... 17 4.3.Sobrecontratação ... 17 4.4.Bandeiras Tarifárias ... 19 4.5.Risco de Racionamento ... 21 4.6.Prorrogação da Concessão ... 22 5.DESEMPENHO OPERACIONAL 24 5.1.Compra de Energia ... 24

5.2.Fluxo de Energia (em % e GW/hora) ... 25

5.3.Mercado de energia ... 25

5.4.Investimentos ... 27

5.5.Qualidade de Fornecimento ... 32

5.6.Gestão de perdas de energia ... 33

6.DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO 36 6.1.Demonstração de Resultado ... 36

6.2.Receita Operacional Líquida ... 37

6.3.Custos e Despesas Operacionais... 38

6.4.Resultado Financeiro ... 41

6.5.EBITDA e Resultado Líquido ... 41

6.6.Endividamento ... 43 6.7.Valor Adicionado ... 44 6.8.Inadimplência de Consumidores ... 44 7.GESTÃO SOCIOAMBIENTAL 46 7.1.Gestão de Pessoas ... 46 7.2.Fornecedores ... 47 7.3.Clientes ... 48

7.4.Projetos e impactos sociais ... 49

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MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE

Na contracorrente da crise de longo prazo que ainda afeta o setor elétrico, o balanço da Copel Distribuição em 2017 trouxe números e conquistas auspiciosos para os anos vindouros. A queda do consumo de energia a níveis de três anos atrás afetou a receita de todo o setor, mas nossa distribuidora logrou transpor este difícil período graças à inexistência de sobrecontratação de energia e a medidas de reestruturação que têm se mostrado acertadas e, ainda, ao investimento no desenvolvimento de pessoal.

A forte revisão de custos da distribuidora está no cerne de uma das maiores conquistas em anos – uma robusta recuperação do Ebitda que consolida a nossa sustentabilidade econômico-financeira e é requisito imprescindível para a manutenção de nossa concessão. Conquista que resulta de três anos de revisão de procedimentos e processos internos de gestão, fomento à inovação e redução do quadro de empregados, alcançada a partir de aposentadorias e demissões incentivadas.

Ao mesmo tempo, a Copel Distribuição investiu no aperfeiçoamento de seus recursos humanos, com a capacitação de líderes e a criação de um ambiente de incentivo à produtividade. Por meio de programa corporativo em parceria com a Fundação Dom Cabral, renomada instituição de capacitação em gestão de negócios, nossos gestores passaram por aprimoramento em liderança e gestão de pessoal. E a primazia por um clima organizacional amistoso e funcional resultou, nos últimos dois anos, na conquista do título de uma das dez melhores empresas do Paraná para se trabalhar, eleitas no ranking regional do instituto Great Place to Work - que nomeia as empresas mais desejadas pelos profissionais em mais de 50 países.

Este conjunto de medidas vem possibilitando que façamos mais com menos, sem prejuízo para a qualidade de nossos serviços. Não à toa, continuamos liderando as pesquisas de percepção da Aneel e da Abradee, que em 2017 nos situaram mais uma vez como a distribuidora com o cliente mais satisfeito do Brasil e da América Latina. Assim como recebemos reconhecimento por nossa excelência em gestão com o prêmio Melhores em Gestão, da Fundação Nacional da Qualidade, principal premiação da categoria no Brasil.

Simultaneamente, assistimos a uma transformação tecnológica sem precedentes no setor elétrico, e a uma mudança de expectativa dos consumidores que nos obriga a tomarmos as rédeas de uma inovação efetiva em toda a cadeia de produção e transporte de energia, além de exigir um redesenho do marco regulatório do setor.

A Consulta Pública 33, já transformada em projeto de lei, promete estabelecer novas bases para a evolução tecnológica e para a prestação de serviços no setor elétrico. A Copel Distribuição tomou parte ativa nas discussões do novo marco regulatório, ciente de que a nova realidade tecnológica do setor nos obrigará, mais cedo ou mais tarde, a uma revisão de nosso modelo de negócios.

A tarifação horária para consumidores de pequeno porte já está alterando hábitos de consumo, e é evidência de mudanças para melhor na regulamentação do setor. No médio e longo prazo, assistimos a inevitável maturação das redes inteligentes. Aliada a novas tecnologias de armazenamento de energia e

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telecomando da rede, a ampliação da geração distribuída conduz a uma mudança de perfil na atuação das empresas, na qual o serviço de distribuição de energia em via única se faz substituir por uma nova e mais ampla atribuição: a de gestor da eficiência da geração distribuída, com prestação de serviços atinentes. A Copel Distribuição é entusiasta e partícipe desta transformação, e continuará entre as principais indutoras desta nova realidade.

Nossa meta é fazer com que cada real investido em inovação reverta na melhoria da qualidade do serviço prestado, ganhos de produtividade e reflexos positivos na modicidade tarifária. Em pesquisa e desenvolvimento aumentamos nosso investimento em 2017, com um total de R$ 18,4 milhões em projetos que têm por foco principal tecnologias aplicadas à geração distribuída – como armazenamento de energia e promoção a iniciativas de pesquisa e minigeração em universidades estaduais. Também lançamos pela primeira vez uma chamada pública para startups, com 90 projetos em análise, e demos continuidade à automação de redes rurais no âmbito do programa Mais Clic Rural.

O investimento em tecnologia fez cair as interrupções nos últimos quatro anos. Fechamos 2017 com os melhores indicadores de qualidade do fornecimento de energia desde que a atual metodologia de cálculo foi adotada pela Aneel. No período, a frequência dos desligamentos de energia elétrica diminuiu 23,3% em nossa área de concessão. Já a duração das interrupções no fornecimento reduziu 25,2%.

São números que atestam a entrada da Copel Distribuição em uma nova fase de crescimento e inovação, e que poderão ser cotejados com os demais resultados apresentados neste relatório.

Curitiba, 13 de abril de 2018.

Maximiliano Andres Orfali

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1.

PERFIL ORGANIZACIONAL

1.1. A Copel Distribuição

A Copel Distribuição S.A. (Copel Distribuição ou Companhia) é uma sociedade anônima de capital fechado, subsidiária integral da Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Controladora). Nossas atividades visam ao atendimento de aproximadamente 4,6 milhões de consumidores de energia, em 1.113 localidades pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina, Porto União. Os municípios de Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente.

A Companhia tem como principais atividades prover, operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos, descritos no Contrato de Concessão nº 046/1999, firmado em 24.06.1999, cujo Quinto Termo Aditivo foi assinado em 09.12.2015, prorrogando a concessão até 07.07.2045. O Decreto nº 8.461, de 02.06.2015, regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11.01.2013, estabelecendo, como condição para prorrogação, indicadores de eficiência que deverão ser observados pela concessionária pelo período de cinco anos contados de 1º de janeiro de 2016.

A Copel Distribuição opera e mantém as instalações nos níveis de tensão até 138kv. A participação no mercado da Companhia está apresentada a seguir:

Participação de Mercado1 2017

Brasil2 6,2%

Sul2 33,8%

Paraná3 97,6%

1 Mercado fio de distribuição

2 Fonte: EPE - Empresa de Pesquisa Energética 3 Dado estimado

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1.2. Certificações e Prêmios

O compromisso da Copel Distribuição em atender o cliente com qualidade foi reconhecido com muitos prêmios e certificações:

Prêmio CIER

Melhor Distribuidora na categoria Ouro

É a quinta vez nos últimos sete anos que a Companhia é eleita a melhor distribuidora de energia da América Latina e Caribe, pela Comissão de Integração Energética Regional - CIER. A avaliação é feita com base na satisfação dos consumidores.

Prêmio Abradee

Melhor distribuidora do Brasil

A Copel Distribuição foi eleita, pela sexta vez nos últimos sete anos, a melhor distribuidora do Brasil na categoria avaliação do cliente. São avaliados os aspectos de fornecimento de energia, conta de luz, atendimento ao consumidor, imagem da empresa e comunicação com os clientes.

Prêmio Abradee

Responsabilidade Social

O desempenho socioambiental correto é um compromisso da Companhia que foi reconhecido pela premiação. O prêmio utiliza indicadores de pesquisa de satisfação, balanço social, meio ambiente, cidadania entre outros.

Prêmio IASC Brasil

Concessionárias acima de 400 mil unidades consumidoras

A Copel Distribuição foi eleita a melhor grande distribuidora de energia de todo o País na percepção do cliente residencial em 2017. O Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor - IASC avalia itens como a qualidade percebida, confiança e custo-benefício dos serviços.

Prêmio IASC Sul

Concessionárias acima de 400 mil unidades consumidoras

A companhia também foi eleita a melhor distribuidora de energia da região Sul. O índice da Aneel é aferido por meio de pesquisa de opinião realizada com os consumidores residenciais.

FNQ - Melhores em Gestão

Promovido pela Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), o prêmio é concedido às empresas brasileiras que se destacam pela excelência nas práticas de gestão.

Prêmio Great Place to work

Melhores Empresas para se Trabalhar no Paraná

A Copel Distribuição foi a 9ª colocada entre as Melhores Empresas para Trabalhar no Paraná em 2017. O título foi conferido pela GPTW - Great Place to Work, instituição que considera a percepção dos empregados e as práticas de gestão de pessoas como critérios para avaliação.

A Copel Distribuição recebeu este certificado pelas informações Prêmios e Certificações

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1.3. Copel Distribuição em números

Indicadores Contábeis

Ativo total 11.529.588 10.085.455 14,3

Caixa e equivalentes de caixa 174.468 330.810 (47,3) Títulos e Valores Mobiliários 1.012 1.467 (31,0)

Dívida total 1.712.991 1.817.684 (5,8)

Dívida líquida 1.538.523 1.486.874 3,5

Receita operacional bruta 16.115.917 15.580.862 3,4

Deduções da receita (6.757.253) (7.236.097) (6,6)

Receita operacional líquida 9.358.664 8.344.765 12,2

Custos e despesas operacionais (9.071.359) (8.502.377) 6,7

Resultado das atividades 287.305 (157.612) 282,3

EBITDA ou LAJIDA 573.140 116.568 391,7

Resultado financeiro 37.057 (4.983) (843,7)

IRPJ/CSLL 22.893 (17.851) (228,2)

Lucro (Prejuízo) Operacional 324.362 (162.595) 299,5 Lucro (prejuízo) líquido do exercício 347.255 (180.446) 292,4

Patrimônio líquido 5.452.703 4.805.981 13,5

Juros sobre o capital próprio, líquidos (113.440) - 100,0

Dividendos (2.544) -

-Indicadores Econômico-Financeiros

Liquidez corrente (índice) 1,3 0,9 44,4 Liquidez geral (índice) 1,0 0,9 9,8

Margem do EBITDA ou LAJIDA (%) 6,1 1,4 4,7 p.p.

Dívida sobre o patrimônio líquido (%) 31,4 37,8 -6,4 p.p.

Margem líquida %1 3,7 (2,2) 5,9 p.p.

Rentabilidade do patrimônio líquido %2 7,2 (3,2) 10,4 p.p. 1 Lucro ou prejuízo líquido ÷ ROL

2 Lucro ou prejuízo ÷ PL inicial

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2.

GOVERNANÇA CORPORATIVA

O modelo de governança da Copel Distribuição é pautado pela transparência, conformidade e responsabilidade social empresarial, conforme práticas propostas pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC.

São quatro princípios que orientam a governança corporativa: Transparência, Equidade, Prestação de Contas e Responsabilidade Corporativa. Com base nestes princípios, a Copel desenvolveu sua Política de Governança que estabelece o padrão e as melhores práticas de governança corporativa adotada.

Para que a atuação seja permanentemente conduzida por princípios moralmente positivos, todos que atuam em nome da Copel são regidos por um código de conduta desenvolvido em consonância com os nossos valores, os Princípios do Pacto Global e os Princípios da Governança Corporativa.

2.1. Administração

A Copel Distribuição segue práticas e políticas de governança adotadas pela Controladora. O mais alto nível da estrutura de administração da Companhia é a Assembleia Geral, seguida pelos conselhos de Administração e Fiscal e pela Diretoria.

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2.1.1 Missão e Valores

A Copel Distribuição, alinhada à sua Controladora, tem como referencial estratégico as seguintes diretrizes:

Ética Respeito às pessoas

Resultado de um pacto coletivo que define

comportamentos individuais alinhados a um objetivo comum.

Consideração com o próximo.

Dedicação Transparência

Capacidade de se envolver de forma intensa e completa no trabalho contribuindo para a realização dos objetivos da organização.

Prestação de contas das decisões e realizações da empresa para informar seus aspectos positivos ou negativos à todas as partes interessadas.

Segurança e Saúde Responsabilidade

Ambiente de trabalho saudável em que os

trabalhadores e os gestores colaboram para o uso de um processo de melhoria contínua da proteção e promoção da segurança, saúde e bem-estar de todos.

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.

Inovação

Aplicação de ideias em processos, produtos ou serviços de forma a melhorar algo existente ou construir algo diferente e melhor.

Valores Missão

Visão

Prover energia e soluções para o desenvolvimento com sustentabilidade.

Ser referência nos negócios em que atua gerando valor de forma sustentável.

Tanto para empregados como para terceirizados a Companhia realiza eventos periódicos para divulgação do Código de Conduta. Além disso, para os empregados é disponibilizada uma versão impressa mediante protocolo, que fica arquivado junto ao RH. Para fornecedores o conteúdo do Código de Conduta está vinculado ao contrato, num documento intitulado Manual do Fornecedor. Ambos os documentos estão disponíveis no site da Companhia.

2.1.2 Diretrizes estratégicas

A estratégia Corporativa orienta a condução e operação dos negócios a fim de alcançar sua Visão: “Ser referência nos negócios em que atua gerando valor de forma sustentável”. Para isso, a Copel Distribuição mantém um processo estruturado de planejamento estratégico, revisado anualmente, considerando as

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mudanças nos setores de atuação, na economia, alterações regulatórias e demandas das partes interessadas.

As diretrizes estratégicas estabelecidas pelo CAD para a Copel Distribuição, que nortearam o planejamento estratégico atual são:

Manter a concessão

Atender os clientes com excelência;

Manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão; Renovar e modernizar os ativos da concessão.

Priorizar as pessoas

Desenvolver talentos e reter o conhecimento;

Promover ações de melhoria de qualidade de vida dos empregados ; Primar pela s egurança no trabalho.

Contribuir para o desenvolvimento sustentável do Paraná

Orientar sobre o us o seguro e racional da energia elétrica; Promover ações de interesse social alinhados ao nosso negócio; Investir em inovação e novas tecnologias.

Diretrizes Estratégicas

A partir do referencial estratégico da Companhia - Missão, Visão, Valores e diretrizes estratégicas, definidas e aprovadas pelo Conselho de Administração e Diretoria Executiva foram revisados os objetivos do Mapa Estratégico Corporativo e desdobrados em indicadores e metas capazes de orientar empregados, iniciativas corporativas e negócios da Companhia.

2.1.3 Códigos e Políticas

A Copel Distribuição segue as práticas e políticas de Governança adotadas pela Controladora, no tocante à Assembleia Geral, Conselho de Administração, Conselho Fiscal, Comitê de Auditoria, Diretoria Executiva, Código de Conduta, Conselho de Orientação Ética e Comissão de Análise de Denúncias de Assédio Moral. Neste contexto, destaca-se:

Programa de Integridade

O Programa de Integridade é uma plataforma de disseminação dos compromissos da Copel Distribuição com a transparência e o combate à corrupção alinhado ao seu código de conduta. Há treinamentos do programa na modalidade de Ensino à Distância (EaD) objetivando ampliar a conscientização do

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As normas éticas da Companhia foram divulgadas em todos os canais de comunicação interna, permanecendo disponíveis na internet todas as regras corporativas relacionadas ao Programa de Integridade.

Código de Conduta

O Código de Conduta da Copel estando alinhado aos valores, aos Princípios do Pacto Global da ONU e às diretrizes de Governança Corporativa, define ações que visam à integridade, a transparência, a segurança e a saúde, o documento aborda também a responsabilidade social e ambiental, o respeito e o relacionamento com os diversos segmentos em que atua.

Criado em 2003, com parâmetros éticos, deve servir como instrumento orientador dos atos de todos que exercem atividades em nome da Copel Distribuição.

Canais de denúncia

Visando acolher opiniões, críticas, reclamações, denúncias e consultas pessoais, a Copel disponibiliza canais de comunicação, que além de contribuir para o combate a fraudes e corrupção, também ampliam o relacionamento da organização com as partes interessadas. São eles:

Canal de Comunicação Confidencial

0800 643 5665

Recebimento de denúncias e comunicações relativas ao não

cumprimento de leis e normas, especialmente fraudes ou

irregularidades que envolvam questões de finanças, auditoria ou contabilidade. O canal garante proteção, preservação da identidade do manifestante e resposta à denúncia. Está disponível 24 horas por dia, sete dias da semana, com ligação gratuita.

Ouvidoria

0800 647 0606 ouvidoria@copel.com

O canal é aberto a todos os públicos, interno e externo, para sugestões, reclamações e denúncias, estando disponíveis nos dias úteis, das 8h às 18h, com ligação gratuita. Além disso, está apta a receber as reclamações pessoalmente ou por meio de correspondência enviada a seu endereço, à Rua Professor Brasilio Ovidio da Costa, 1703, no Bairro Santa Quitéria, CEP: 80310-130, em Curitiba – PR.

Comissão de Análise de Denúncias de Assédio Moral - CADAM

cadam@copel.com

Atende e apoia todo empregado vítima de assédio moral em seu ambiente de trabalho. As informações são confidenciais e tanto o denunciante como o denunciado tem garantia de preservação de identidade.

Conselho de Orientação Ética - COE

conselho.etica@copel.com

Aprecia e emite orientação em processos relacionados à conduta ética na Companhia e tem um prazo máximo de 90 dias para oferecer uma resposta final.

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2.2. Gestão de riscos

A Copel Distribuição adota a política de Gestão de Riscos da Controladora que, no intuito de fortalecer seu processo de Governança Corporativa, estabelece o Comitê de Gestão Integrada de Riscos Corporativos, o qual permite identificar e considerar todas as formas de riscos em seu processo decisório e nas atividades diárias.

As diretrizes adotadas estão refletidas na Política de Gestão de Riscos Corporativos e são baseadas em estruturas e padrões reconhecidos, como o Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO e a ISO 31000, que têm como objetivos maximizar os valores econômicos, sociais e ambientais para todas as partes interessadas e assegurar a conformidade com as leis e regulamentos vigentes.

A estratégia de gestão de riscos adotada contempla riscos legais, regulatórios, socioambientais e reputacionais, servindo de base ao processo decisório e às atividades operacionais, levando em consideração, para tanto, os seguintes perfis de riscos: estratégico, operacional, divulgação e compliance. No modelo também são definidos os parâmetros de apetite ao risco, a possibilidade de ocorrência e seus impactos, prevendo ferramentas para seu tratamento preventivo e mitigação.

Avaliação de Riscos de Corrupção

Como parte de sua Política de Gestão Integrada de Riscos Corporativos, a Copel busca assegurar um constante monitoramento de ameaça de corrupção no âmbito da Companhia e de fraudes no ambiente de controles internos. Em razão desses critérios de segurança todos os processos operacionais são submetidos anualmente a avaliação de riscos relacionados a erros ou fraudes, que possam interferir nos resultados das demonstrações financeiras. Nesse aspecto, são estabelecidos controles submetidos a testes pela Auditoria Interna e pelo Auditor Independente, cujos resultados são reportados à alta administração. • Auditoria Externa

Em relação à Auditoria Externa, da mesma forma, a Copel Distribuição segue diretrizes de Governança Corporativa da Controladora, que por sua vez segue dispositivos legais estabelecidos pela CVM.

A Companhia é auditada pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes desde 21 de março de 2016. Desde sua contratação foram prestados somente serviços relacionados à auditoria externa

(13)

O valor da sustentabilidade

A Companhia acredita que a sustentabilidade deve gerar valor para suas partes interessadas e minimizar os impactos negativos potenciais de sua operação. Com esse posicionamento, atrelado à gestão dos recursos naturais, busca-se harmonizar os aspectos econômicos, sociais e ambientais de suas atividades. As estratégias de sustentabilidade da Companhia estão alinhadas ao seu referencial estratégico, às melhores práticas do setor elétrico e aos compromissos assumidos.

Suas ações são orientadas pela sua Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, que tem como princípios: Comprometimento, Atitude proativa diante da lei, Diálogo, Comunicação e transparência, Respeito à dinâmica socioambiental, Responsabilidade individual e Valorização da diversidade.

Anualmente a Companhia emite o Relatório de Sustentabilidade, aprovado pelo Conselho de Administração, disponível no site da Copel (http://www.copel.com/hpcopel/sustentabilidade/).

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3.

AMBIENTE MACROECONÔMICO

A economia mundial manteve o ritmo de crescimento observado nos primeiros meses do ano e encerrou 2017 com um crescimento próximo de 3,7%1. O receio de uma acentuada desaceleração da China se mostrou exagerada e aliado ao comportamento das economias desenvolvidas configurou uma situação de expansão sincronizada no mundo que não era vista desde antes da crise financeira internacional. Esse movimento tem se refletido na expansão do comércio internacional e no aumento dos fluxos de capital em direção aos países emergentes. Os EUA liderou o crescimento entre os países desenvolvidos, registrando uma recuperação robusta, que tem se apoiado no aumento do consumo e em um forte ritmo de crescimento dos investimentos não residenciais, mesmo levando em conta os estragos causados pelos furacões que atingiram o Texas e a Flórida no final de agosto e início de setembro. Na área do Euro o crescimento parece ter se consolidado com destaque para as economias da Alemanha e Espanha. Na China os dados relativos ao nível de atividade econômica também mostram que o ritmo de crescimento se mantém forte, com projeções de crescimento de 6,9% para 2017.

No mercado interno, o ano foi marcado pelo fim da recessão, mas a economia ainda registrou reflexos da crise, com interrupção de serviços públicos pela falta de recursos e situação crítica nas contas públicas de alguns estados. A economia brasileira, após acumular decréscimo do PIB de 7,0% entre 2015 e 2016, mostrou sinais de recuperação desde o último trimestre de 2016 e que se consolidou no primeiro semestre de 2017. Em que pesem diversos índices para períodos mais longos ainda desfavoráveis, é inegável o acúmulo de indicadores de produção positivos no curtíssimo prazo. Enquanto a indústria sai de fortes desempenhos negativos para positivos, o comércio ensaia ultrapassagem semelhante. Também se observaram efeitos positivos da crise instalada, como a forte redução dos saldos negativos provenientes de transações correntes do balanço de pagamentos, e outros referentes à queda da inflação e o recuo dos juros nominais com a SELIC caindo do patamar de 13,75% para 7,0%. Esses dois últimos movimentos, a propósito, propiciaram alguma recuperação dos rendimentos médios do trabalho e da massa de rendimentos real, cuja extensão por prazo mais longo deve representar parte não desprezível do crescimento prospectivo dos níveis de consumo. Dentro deste contexto, a economia nacional registrou expansão de 1,0% em 2017.

O Estado do Paraná vem apresentando recuperação mais vigorosa, particularmente em sua indústria de transformação, inclusive, nas exportações. Essa recuperação, em parte, vincula-se ao comércio exterior,

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máquinas e equipamentos, material de transporte e autopeças. Desta forma o Produto Interno Bruto estadual cresceu mais que o dobro da média brasileira, ao registrar crescimento de 2,5%, consolidando a retomada da economia.

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4. AMBIENTE REGULATÓRIO

Desde 2013 o Setor Elétrico Brasileiro enfrenta uma importante crise que pode ser dividida em três momentos distintos: (a) o período de restrições hidrológicas, que prejudicou a produção de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN; (b) a desestruturação financeira dos agentes de geração e distribuição causada pela exposição ao mercado de curto prazo, seguido por um quadro de intensa judicialização, praticamente travando as operações no mercado de energia nacional a partir de fins de 2014, e; (c) repactuação dos passivos contraídos pelos agentes neste período e tentativa de destravamento do setor.

Neste contexto, 2015 foi um ano em que o setor elétrico brasileiro teve o seu ambiente regulatório fortemente influenciado pela busca de soluções para o equacionamento desta terceira fase da crise.

Ainda na esteira destas mudanças, em 2017, no intuito de trazer estabilidade regulatória e jurídica ao setor elétrico, foi aberta, pelo Ministério de Minas e Energia, a Consulta Pública 33/2017 com o intuito de aprimorar a legislação do Setor Elétrico. Após um período de encaminhamento de contribuições por parte dos agentes, o Ministério de Minas e Energia elaborou documento com um conjunto de propostas a ser submetido ao Congresso Nacional. Dentre os encaminhamentos sinalizados pelo Ministério de Minas e Energia estão: aprimoramentos na formação de preços e funcionamento do mercado, internalização de externalidades ambientais associadas a emissões, separação de lastro e energia, ampliação do mercado livre e alterações na alocação de riscos de decisões de despacho na contratação regulada.

4.1. Revisão Tarifária Anual – RTA

O processo de Reajuste Tarifário tem por objetivo repassar: os custos não gerenciáveis (Parcela A), que abrangem os custos relacionados à aquisição de energia elétrica, uso dos sistemas de transmissão, encargos setoriais e receitas irrecuperáveis, sobre os quais a distribuidora não obtém remuneração; e atualizar monetariamente os custos gerenciáveis (Parcela B), inerentes à atividade de distribuição de energia, ou seja, os custos operacionais e de remuneração de capital.

Neste processo, além da apuração dos custos da Parcela A, é calculado e aplicado o Índice de Reajuste Tarifário (IRT) sobre a Parcela B, que considera a atualização dos custos gerenciáveis da concessionária,

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4.2. Tarifa Branca

A partir de 1º de janeiro de 2018 será oferecida uma nova modalidade de tarifa que apresenta variação do valor da energia conforme o dia e o horário do consumo.

A intenção da Tarifa Branca é de racionalizar o consumo de energia nos horários de ponta (17:30h às 20:29h) e estimular a utilização nos períodos de baixa demanda. Esta modalidade será oferecida para as unidades consumidoras de baixa tensão (127, 220, 380 ou 440 Volts), denominadas de grupo B.

As condições para aplicação da tarifa branca estão estabelecidas nas Resoluções Normativas ANEEL 414/2010 e 733/2016.

4.3. Sobrecontratação

No modelo regulatório vigente as distribuidoras devem adquirir o volume necessário para o atendimento de 100% de seu mercado, através de leilões do Ambiente de Contratação Regulado, que ocorrem com antecedência mínima de cinco, três ou um ano do início do fornecimento de energia.

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A verificação sobre a contratação da totalidade do mercado é realizada observando-se o período compreendido pelo ano civil, sendo que a diferença entre os custos remunerados pela tarifa e os efetivamente realizados com a compra de energia são integralmente repassados aos consumidores cativos, desde que a Distribuidora apresente nível de contratação entre 100% e 105% do seu mercado;

Entretanto, na ocorrência de apuração de níveis de contratação inferiores ou superiores aos limites regulatórios, as distribuidoras ainda poderão manter a garantia de neutralidade caso se identifique que tal violação decorre de acontecimentos extraordinários e imprevisíveis, que não permitem gerenciamento por parte do comprador.

Nos últimos anos, o segmento de distribuição esteve exposto a um cenário de sobrecontratação generalizada, à medida que a maioria das empresas apurou nível de contratação superior a 105%.

Entendendo que vários dos fatores que contribuíram para esta situação são extraordinários e inevitáveis por parte das distribuidoras, tais como a alocação compulsórias de cotas de garantia física e a migração em massa de consumidores para o mercado livre, a Agência Reguladora e o Ministério de Minas e Energia implementaram uma série de medidas visando a mitigação da sobrecontratação, destacando-se:

• Resolução Normativa 706/2016, que regulamentou o reconhecimento da sobrecontratação involuntária decorrente da realocação de cotas de garantia física das usinas renovadas de acordo com a Lei nº 12.783/2013;

• Resoluções Normativas 693/2015 e 727/2016 que regulamentaram o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova – MCSD-EN, voltados aos contratos provenientes de novos empreendimentos de geração, através do qual se permitiu a realocação de energia entre distribuidoras e geradores;

• Resolução Normativa 711/2016 que estabeleceu de critérios e condições para a realização de acordos bilaterais entre distribuidoras e geradores, nas modalidades de redução temporária, total ou parcial da energia contratada, redução permanente, porém parcial do contrato, ou ainda a rescisão contratual.

Em 22.08.2017 foi publicado o Decreto 9.143 que, dentre outras medidas, altera o Decreto 5.163/2004 reconhecendo: i) a involuntariedade das exposições contratuais decorrentes da migração de consumidores especiais ao mercado livre, desde que observada pela Aneel a avaliação do máximo esforço pelas

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geradores e autoprodutores. As discussões seguirão ao longo de 2018, mas desde já há a expectativa de que o mecanismo possa figurar como um importante instrumento de gestão da contratação pelas distribuidoras.

A Copel Distribuição conviveu com um cenário de sobrecontratação ao longo de 2017, sendo necessárias medidas mitigadoras. Foram utilizadas todas as ferramentas disponíveis para o gerenciamento da contratação, buscando desta forma atender à exigência de empenhar o máximo esforço para adequar seu nível de contratação aos limites regulatórios. Neste contexto, a distribuidora:

a) Procedeu à devolução integral, nos MCSD Mensais, dos montantes de energia descontratada por consumidores potencialmente livres e distribuidoras supridas;

b) Estabeleceu tratativas junto à geradores para a redução de contratos, celebrando Acordos Bilaterais nos termos da Resolução Normativa 711/2016;

c) Declarou suas sobras, nos MCSDs Trocas Livres e de Energia Nova, relacionadas aos montantes de energia excedentes de cotas de garantia física e descontratada por consumidores especiais. Foram realizados três processamentos do MCSD de Energia Nova durante o ano de 2017, sendo a participação da Copel Distribuição nestes mecanismos fundamental para a mitigação de parte da energia sobrecontratada no período.

Não obstante, em caso de não reconhecimento do caráter involuntário desta sobrecontratação, a Copel Distribuição deverá aferir um bônus advindo da venda do montante que extrapola o limite regulatório superior de 105% ao PLD, cujos valores, sobretudo no segundo semestre de 2017, superaram o nosso preço médio de compra.

4.4. Bandeiras Tarifárias

O sistema de bandeiras tarifárias tem como finalidade sinalizar aos consumidores as condições de geração de energia elétrica no SIN, por meio da cobrança de valor adicional na Tarifa de Energia - TE, permitindo a oportunidade de adequação de seu consumo ao preço real da energia elétrica. As bandeiras verde, amarela e vermelha indicam se a energia custa mais ou menos, em função das condições de geração de eletricidade. A Resolução Normativa nº 689/2015, regulamenta o módulo 6.8 dos Procedimentos de Regulação Tarifaria - PRORET, que estabelece os procedimentos comerciais para aplicação do sistema de bandeiras tarifárias. Os valores das bandeiras tarifárias são publicados pela Aneel, a cada ano civil, em ato específico.

O sistema de bandeiras tarifárias foi regulamentado pela ANEEL em dezembro de 2012. De julho de 2013 a dezembro de 2014, as bandeiras tarifárias foram divulgadas em caráter

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didático, sem a cobrança, com o objetivo de o consumidor familiarizar-se com as bandeiras – que então eram divididas por quatro submercados.

A cobrança começou em janeiro de 2015 e, a partir de março desse ano, a divisão por submercado deu lugar a uma única bandeira para todo o sistema interligado nacional.

Até fevereiro de 2015, as bandeiras tarifárias consideravam somente os custos variáveis das usinas térmicas que eram utilizadas na geração de energia. Para cada 100 kWh consumidos (ou suas frações), a bandeira vermelha era de R$ 3,00 e a amarela de R$ 1,50.

A partir de março de 2015, com o aprimoramento do sistema, todos os custos de geração, que variam conforme o cenário hidrológico, passaram a compor o cálculo das bandeiras. Com isso, a partir de 1º de março, para cada 100 kWh consumidos (e suas frações), a bandeira vermelha passou a ser de R$ 5,50 e a amarela de R$ 2,50.

A partir de 1º de setembro de 2015, a bandeira tarifária vermelha foi reduzida de R$5,50 para R$4,50 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos (ou suas frações).

Em 1º de fevereiro de 2016 a bandeira vermelha passou a ter dois patamares: R$ 3,00 e R$ 4,50, aplicados a cada 100 kWh (quilowatt-hora) consumidos. Também a bandeira amarela teve seu valor reduzido e passou de R$ 2,50 a R$ 1,50, aplicados a cada 100 kWh (e suas frações).

Em fevereiro de 2017, houve uma nova alteração nos valores das bandeiras tarifárias. A bandeira amarela passou a representar um custo adicional de R$ 2,00 a cada 100kWh consumidos, a vermelha do patamar 1 foi mantida em R$ 3,00 a cada 100kWh consumidos e a vermelha do patamar 2 foi alterada para R$ 3,50 a cada 100kWh consumidos.

Ainda em 2017, no mês de outubro, através da Audiência Pública nº 61/2017, foi proposta nova sistemática para o acionamento das bandeiras tarifárias, contemplando a revisão dos valores e do desenho de acionamento. A proposta resultou na redução da bandeira amarela, que passou a representar um custo adicional de R$ 1,00 a cada 100kWh consumidos, e na elevação da bandeira vermelha do patamar 2, alterada para R$ 5,00 a cada 100kWh consumidos. Apesar desta Audiência Pública ainda não ter sido encerrada, tal sistemática já foi aplicada, em caráter extraordinário, a partir de novembro de 2017.

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4.5. Risco de Racionamento

Aproximadamente 61%1 da capacidade instalada no País atualmente são provenientes de geração hidrelétrica, o que torna o Brasil e a região geográfica em que operamos sujeitos a condições hidrológicas que são imprevisíveis, devido a desvios não cíclicos da precipitação média. Condições hidrológicas desfavoráveis podem causar, entre outros, a implementação de programas abrangentes de economia de eletricidade, tais como uma racionalização ou até uma redução obrigatória de consumo, que é o caso de um racionamento.

Desde 2016, as principais bacias hidrográficas do País, onde estão localizados os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, enfrentaram situações climáticas adversas. A partir de 2017, no entanto, o subsistema Sudeste/Centro Oeste apresentou uma relativa melhora com uma discreta elevação nos níveis de seus reservatórios. Diante disso, o CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico destacou que para 2018 está garantido o suprimento eletroenergético do SIN despachando o parque térmico conforme ordem de mérito de custo, dentre de um risco de racionamento compreendido entre 0,0% e 0,6%.

Deste modo, embora os estoques armazenados nos reservatórios não sejam os ideais, sob o ponto de vista dos órgãos reguladores, quando combinadas com outras variáveis, estes níveis são suficientes para manter o risco de déficit dentro da margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (risco máximo de 5,0%) em todos os subsistemas.

1

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4.6. Prorrogação da Concessão

Em 02.06.2015, publicou-se o Decreto nº 8.461, o qual regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11.01.2013. Por esse decreto, o Ministério de Minas e Energia - MME pôde prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica por trinta anos, com vistas a atender aos seguintes critérios:

I – Eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; II – Eficiência com relação à gestão econômico-financeira; III – Racionalidade operacional e econômica; e

IV – Modicidade tarifária.

Em 09.11.2015, por Despacho do Ministro de Minas e Energia, foi deferido o requerimento para a prorrogação, sendo que no início de dezembro de 2015 foi assinado o quinto aditivo contratual que formalizou a prorrogação do Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999, até 07.07.2045.

O quinto termo aditivo impõe condicionantes relacionadas a indicadores de qualidade do serviço e sustentabilidade econômico-financeira, os quais serão suportados por um programa de investimentos com foco em automação e novas tecnologias, pela aplicação integral dos reajustes tarifários aprovados pela Aneel, e pela implementação da estrutura de governança corporativa definida pela Resolução Normativa nº 787, de 24.10.2017, da ANEEL, com vigência a partir de 01.01.2018, assegurando a blindagem e individualização da Copel Distribuição.

A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros cinco anos de renovação:

DECi (b) FECi (b) DECi FECi

2016 - 13,61 9,24 .10,80 ...7,14

2017 Lajida ≥ 0 (d) 12,54 8,74 10,41 (c) 6,79 (c)

2018 Lajida (-) QRR ≥ 0 (e) 11,23 8,24 -

-2019 {Dívida Líquida / [Lajida (-) QRR ≥ 0]} 1 / (0,8 * Selic) (e) (f) 10,12 7,74 -

-2020 {Dívida Líquida / [Lajida (-) QRR ≥ 0]} 1 / (1,11 * Selic) (e) (f) 9,83 7,24 -

-Ano Gestão Econômico-Financeira Qualidade - limites

(a)

Qualidade - realizado

(a) Conforme NT 0335/2015 Aneel.

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A Companhia reitera o seu compromisso com a sustentabilidade econômica da concessão e com a continuidade dos investimentos respaldada em uma gestão de controle de custos, maximização da produtividade e melhoria da eficiência operacional.

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5. DESEMPENHO OPERACIONAL

5.1. Compra de Energia

Pelo atual marco regulatório, a contratação de energia pelas distribuidoras ocorre principalmente através de leilões regulados pela Aneel. Para suprir o mercado dos próximos anos, a Copel Distribuição participou em 2017 dos seguintes leilões: 25º Leilão de Energia Nova (A-4), realizado em 18.12.2017, com aquisição de 35 MWmédios e início de suprimento a partir de 01.01.2021, e 26º Leilão de Energia Nova (A-6), ocorrido em 20.12.2017, com aquisição de 239,5 MWmédios e início de suprimento a partir de 01.01.2023.

Para atendimento do mercado em 2017, iniciou-se o suprimento dos contratos negociados em anos anteriores: 3º Leilão de Projetos Estruturantes, contratado em 2010; 15º Leilão de Energia Nova (A-5), contratado em 2012; 19º Leilão de Energia Nova (A-3), contratado em 2014 e 3º Leilão de Fontes Alternativas, contratado em 2015.

Além destes eventos, a Copel Distribuição recebeu a alocação compulsória de novas cotas de garantia física, oriundas das usinas UHEs Volta Grande, Miranda, Jaguara e Pery, que passaram a operar no regime de cotas pela Lei nº 12.783/2013.

Os gráficos abaixo demonstram a composição do portfólio de contratos de compra de energia da Distribuidora, segmentados por tipo de contrato e de fonte:

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5.2. Fluxo de Energia (em % e GW/hora)

Fluxo de energia (GWh)

CCEAR 9.947 38,1%

CCEAR GeT 87 Energia vendida 22.797 87,4%

CCEAR 9.860 Distribuição direta 19.743

Concessionárias e permissionárias (b) 402 Suprimento concessionária CCEE (c) 142 Cessões MCSD EN (d) 980 Mercado de Curto Prazo 1.530

Energia com prada (a) 26.090

Perdas e diferenças 3.293 - 12,6%

Perdas rede básica 455 Perdas distribuição 2.505 Alocação de contratos no CG (e) 333

(a) Considerando a energia de contrato de Itaipu

(b) Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano (c) Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR

(e) CG = Centro de Gravidade do Sistema Elétrico (diferença entre a energia contratada e a recebida no CG - estabelecido em contrato). (d) Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova Angra 1.023 3,9% Mercado de Curto Prazo 215 ELEJOR 1.186 Itaipu 5.934 22,7% Proinfa 514 2,0% 4,6% 0,8% CCGF 7.271 27,9%

5.3. Mercado de energia

5.3.1 Mercado Cativo

De janeiro a dezembro o consumo do mercado cativo foi de 19.743 GWh, com variação negativa de 11,6%, em relação ao ano anterior, devido à migração de consumidores para o mercado livre. A quantidade de consumidores cativos faturados pela Copel Distribuição foi 1,8% superior ao verificado em dezembro do ano passado, totalizando 4.560.493 consumidores. Em 2017 foram agregados ao sistema 81.726 consumidores cativos. As tabelas apresentam o comportamento do mercado cativo por classe de consumo em número de consumidores e o comportamento da energia vendida nos últimos quatro anos:

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Variação - %

Dez/17 Dez/16 Dez/15 Dez/14 2017/2016 2016/2015 2015/2014

Residencial 3.682.009 3.597.105 3.527.126 3.437.030 2,4 2,0 2,6 Comercial 389.844 382.121 376.959 369.205 2,0 1,4 2,1 Rural 354.829 360.066 368.297 372.464 (1,5) (2,2) (1,1) Industrial 76.328 82.021 88.276 91.068 (6,9) (7,1) (3,1) Outros 57.483 57.454 57.404 57.203 0,1 0,1 0,4 Nº consum idores 4.560.493 4.478.767 4.418.062 4.326.970 1,8 1,4 2,1 Variação - %

Dez/17 Dez/16 Dez/15 Dez/14 2017/2016 2016/2015 2015/2014

Residencial 7.126 6.932 6.957 7.267 2,8 (0,4) (4,3) Industrial 3.254 5.753 6.929 6.838 (43,4) (17,0) 1,3 Comercial 4.651 5.059 5.530 5.470 (8,1) (8,5) 1,1 Outros 2.455 2.405 2.371 2.381 2,1 1,4 (0,4) Rural 2.257 2.179 2.256 2.252 3,6 (3,4) 0,2 Energia vendida 19.743 22.328 24.043 24.208 (11,6) (7,1) (0,7) Mercado Cativo No de consum idores Energia vendida (GWh)

Os gráficos apresentam a participação do mercado cativo por classe relativo ao consumo de energia e número de consumidores:

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5.3.2 Mercado Fio (TUSD)

Em 2017, a carga fio, que leva em conta todos os consumidores que acessaram a rede da Distribuidora, cresceu 3,4% em relação ao ano de 2016.

O mercado industrial fio cresceu 4,9% em 2017, sendo que os ramos que apresentaram crescimento foram de fabricação de produtos alimentícios, fabricação de celulose, papel e produtos de papel e fabricação de produtos de madeira. Variação - % 2017/2016 2016/2015 2015/2014 Mercado Cativo 4.560.493 4.478.767 4.418.062 4.326.970 1,8 1,4 2,1 Concessionárias e Permissionárias 3 4 4 4 (25,0) 0,0 0,0 Consumidores Livres 991 620 129 132 59,8 380,6 (2,3) Concessionárias Fio* 3 2 2 2 50,0 0,0 0,0 Total 4.561.490 4.479.393 4.418.197 4.327.108 1,8 1,4 2,1 Variação - % 2017/2016 2016/2015 2015/2014 Mercado Cativo 19.743 22.328 24.043 24.208 (11,6) (7,1) (0,7) Concessionárias e Permissionárias 521 614 699 699 (15,1) (12,2) 0,0 Consumidores Livres 8.873 5.273 4.045 4.483 68,3 30,4 (9,8) Concessionárias Fio 78 52 56 38 50,0 (7,1) 47,4 Total 29.215 28.267 28.843 29.428 3,4 (2,0) (2,0) 2016

Mercado Fio de Energia

2017 2016 2015 2014

Energia distribuída (GWh) No de consum idores/contratos

2017 2015 2014

5.4. Investimentos

O investimento total no ano de 2017 foi de R$ 630,4 milhões dos quais, R$ 469,7 milhões são referentes aos desembolsos e R$ 160,7 milhões às apropriações no aperfeiçoamento do sistema elétrico de distribuição através da: (i) implantação de novas subestações, linhas de alta tensão e linhas de distribuição; (ii) aprimoramento do sistema de telemedição e (iii) melhoria da qualidade de fornecimento de energia elétrica na área rural.

5.4.1 Programa de Investimentos

O programa de investimentos para 2018 foi aprovado em 13.12.2017 pela 173ª reunião ordinária do Conselho de Administração – CAD e prevê o montante de R$ 790 milhões a serem investidos.

O gráfico demonstra os valores de desembolso previstos e realizados e o montante do Investimento em 2017 comparativamente a 2016:

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Os valores Previstos correspondem ao valor do orçamento de capital aprovado pelo CAD para desembolso referente à aquisição de bens ou serviços.

Para 2017, o orçamento aprovado em 14.12.2016 pela 161ª reunião ordinária do Conselho de Administração – CAD foi 10,4% superior ao aprovado em 2016. Entretanto, observando o valor Realizado Líquido, o desembolso efetivo em 2017, foi 22,5% inferior em relação a 2016.

Considerando o Realizado que, além dos valores desembolsados abrange as apropriações relacionadas à mão-de-obra própria, gastos com veículos próprios utilizados nas obras de investimentos, entre outros a Companhia alcançou um investimento total 18,8% inferior ao ano de 2016.

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Subestação Potência (MVA) Localidade

Implantações

SE Cafelândia do Oeste 138 kV 41,66 Cafelândia

SE Cambé 138 kV 41,66 Cambé

SE Catanduvas do Sul 34,5 kV 7,00 Contenda

SE Colombo 138 kV 30,00 Colombo

SE São Pedro do Ivaí 138 kV 20,83 São Pedro Do Ivaí

SE São Valentim 34,5 kV 7,00 Dois Vizinhos

SE Sítio Cercado 69 kV 41,67 Curitiba

Ampliações SE Apucarana 230 kV 83,34 Apucarana SE Concórdia 138 kV 30,00 Toledo SE Astorga 138 kV 83,34 Astorga SE Palotina 138 kV 41,67 Palotina SE Maringá 230 kV 41,67 Maringá SE Califórnia 34,5 kV 7,00 Califórnia

SE Passo do Iguaçu 138 kV 20,83 União Da Vitória

SE Cianorte 138 kV 41,67 Cianorte

SE Douradina 34,5 kV 7,00 Douradina

SE Xisto 34,5 kV 7,00 São Mateus Do Sul

Novas linhas de alta tensão em 69 kV e 138 kV concluídas:

Local Tensão Extensão

Sitio Cercado - Seccionamento (CIC-NMU) 69 kV 15,4 km

Santa Mônica - Guaraituba 2 69 kV 6,21 km

Almirante Tamandaré - Rio Branco do Sul 138 kV 5,0 km

Colombo - Seccionamento (ATM-RBS) 138 kV 14,98 km

Bateias - Rio Branco do Sul 138 kV 0,26 km

Rio Branco do Sul - Tunas 138 kV 0,26 km

Barbosa Ferraz - São Pedro do Ivaí 138 kV 28,2 km

Cafelândia - Seccionamento (PHS-AND) 138 kV 5,5 km

Fazenda Rio Grande - Tafisa 138 kV 56,4 km

Joaquim Távora - Seccionamento (SPL-SQC) 138 kV 8,2 km

São Cristovão - Coopavel 138 kV 2,3 km

Umuarama Sul - Douradina 138 kV 50,1 km

Ao todo, em 2017 estes empreendimentos adicionaram aproximadamente 553,34 MVA ao sistema de distribuição e 192,81 km de novas linhas de distribuição.

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Linhas de Distribuição

Na tabela a seguir são apresentadas as extensões de linhas de distribuição da Copel Distribuição:

Linhas de Distribuição Extensão (em km)

13,8 kV 105.511 34,5 kV 84.639 69,0 kV 866 138,0 kV 5.935 Total 196.951Subestações

A tabela a seguir apresenta o parque de subestações da Copel Distribuição, aberto por tensão:

Tensão Automatizadas MVA

34,5 kV 225 1.538

69,0 kV 35 2.406

88,0 kV 0 5

138,0 kV 109 7.286

Total 369 11.235

5.4.3 Programa Mais Clic Rural

Lançado em 2015, visa à melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica na área rural, com foco nas atividades agropecuárias integradas com processos produtivos sensíveis a interrupções.

O objetivo do programa é fornecer aos produtores rurais energia elétrica com qualidade equivalente a de grandes centros urbanos. Para tanto, a Copel Distribuição utiliza a tecnologia de redes inteligentes composta por 3 mil km de novas redes, cerca de 30 subestações e instalação de 3,5 mil religadores automatizados. As obras atuam em duas frentes: melhoria da infraestrutura para aumentar a qualidade do fornecimento de energia; e tecnologias de automação para restabelecer o sistema com muito mais rapidez em caso de queda de luz.

Os principais beneficiados serão fumicultores, aviários, suinocultores e produtores de leite no Estado, nichos agroindustriais mais sensíveis à qualidade do fornecimento de energia. No entanto a expectativa é

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paranaenses. Entre os principais avanços realizados no período está a implantação de 55 sistemas de reconfiguração automática de rede, cuja instalação já foi realizada.

Os destaques foram a instalação de 530 equipamentos de sistemas de seccionamento automático de tronco e 1200 religadores monofásicos. Dotado de tecnologia ainda inédita no país, os religadores monofásicos permitem o religamento automático, substituindo as chaves de acionamento manual instaladas nos postes. Também como destaque deve ser citada a implantação da subestação San Valentin de 34,5 kV no município de Dois Vizinhos, esta subestação é dotada de equipamentos com tecnologia de ponta e uma configuração inédita para subestações com estas características no Brasil, tornando a instalação muito mais robusta e custos de O&M reduzidos.

5.4.4 Projeto Paraná Smart Grid

O Projeto Paraná Smart Grid foi proposto como parte das ações instituídas pelo Decreto Estadual nº 8.842, de 04.09.2013 (publicado no DOE em 04.09.2013) com o objetivo de aprimoramento do sistema de telemedição. Foi concebido para aprimorar a qualidade dos serviços e a capacidade de atendimento da Companhia no sistema elétrico e no sistema de telecomunicações.

O Projeto foi finalizado em 2017, sendo registradas as seguintes conclusões:

• Automação da Medição: Existem tecnologias ofertadas pelo mercado que atendem a critérios técnicos, no entanto, ainda não existe padronização entre fornecedores fazendo com que a distribuidora de energia fique dependente do sistema proprietário implantado.

As experiências obtidas foram fundamentais para a proposição dos projetos de Ipiranga e São José dos Pinhais, que envolvem a automação de 5.500 e 125.000 pontos respectivamente.

• Automação da Rede de Média Tensão: É uma das principais ferramentas para a redução do tempo e da frequência de duração das interrupções. Os testes realizados foram fundamentais para a expansão dos sistemas de Guaíra, Ponta Grossa, Maringá e Londrina. A mesma filosofia também está sendo adotada no Projeto + Clic Rural, com a automação da área rural do estado.

• Preparação para o Futuro: Através do projeto também foram realizados estudos da microgeração através de fontes intermitentes e testes com veículos elétricos. As constatações estão sendo utilizadas para a conexão de novos acessantes e preparação da rede para o futuro.

5.4.5 Pesquisa & Desenvolvimento – P&D

Em conformidade com a Lei n.º 9.991/2000, as concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica devem aplicar anualmente um percentual mínimo de sua Receita Operacional Líquida - ROL em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - P&D, segundo

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regulamentos estabelecidos pela Aneel. O projeto de P&D no setor de energia elétrica deve ser original e inovador.

Em 2017, foram investidos R$ 18,4 milhões em: a) 40 projetos de P&D, 4 concluídos ao longo do ano permanecendo 36 projetos em execução; b) participação de forma cooperada com outras empresas do setor elétrico em 9 projetos, dentre eles 2 estratégicos cujos temas foram estabelecidos pela Aneel, através de chamada de projetos.

Realizamos contratações de 12 novos projetos através de duas Chamadas Públicas, atendendo aos Chamamentos publicados pela ANEEL de “Projeto Estratégico: Arranjos Técnicos e Comerciais para a Inserção de Sistemas de Armazenamento de Energia no Setor Elétrico Brasileiro” e “Projeto Prioritário de Eficiência Energética e Estratégico de P&D: Eficiência Energética e Minigeração em Instituições Públicas de Educação Superior”. Os investimentos perfazem um montante de R$ 85 milhões a serem realizados em até quatro anos.

5.5. Qualidade de Fornecimento

A qualidade de fornecimento é medida por indicadores que monitoram o desempenho das distribuidoras quanto à continuidade do serviço prestado. O DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora indica o número de horas em média que um consumidor fica sem energia elétrica durante um período. O FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora indica quantas vezes, em média, houve interrupção na unidade consumidora. É a partir do DEC e do FEC que a ANEEL estabelece os parâmetros individuais de continuidade (Duração de interrupção individual por unidade consumidora - DIC, Frequência de interrupção individual por unidade consumidora - FIC e Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão - DMIC) e que são informados mensalmente na conta de energia elétrica do consumidor.

Esses indicadores são revistos na Revisão Tarifária Periódica - RTP, e vão se tornando cada vez mais rigorosos, a fim de melhorar a qualidade do serviço prestado ao consumidor. O indicador é previsto no Contrato da Concessão, sendo que o descumprimento do critério de eficiência com relação à qualidade do serviço prestado, por dois anos consecutivos durante o período de avaliação ou no ano de 2020, acarretará a extinção da concessão.

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5.6. Gestão de perdas de energia

As perdas de energia são inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Ao se analisar a energia necessária ao atendimento dos consumidores, há que se considerar que nem toda energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final.

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Neste contexto, as perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica.

As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não técnicas, por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, entre outros.

No ano de 2017, as perdas globais da distribuição — técnicas, não técnicas e da rede básica — representaram 9,2% da energia injetada no sistema da distribuidora. Esse percentual sofreu redução de quase 0,4% em relação ao observado em 2016 e se manteve abaixo dos patamares verificados nos últimos anos.

(35)

• Aperfeiçoamento das ações de combate ao procedimento irregular, melhorando o desempenho das inspeções direcionadas;

• Investimentos destinados à disponibilização e ou aquisição de equipamentos para inspeção;

• Elaboração e execução de treinamentos específicos e reciclagem relacionados a perdas comerciais; • Realização de inspeções, tanto na Média como na Baixa Tensão;

• Notas educativas na imprensa e mensagens na fatura de energia elétrica.

Em função da qualidade dos equipamentos adquiridos, do treinamento das equipes e das ações relativas às inspeções de campo, a efetividade das inspeções aumentou significativamente nos últimos quatro anos, passando de 11,1% em 2012 para 26,3% em 2017, quando foram feitas 52.692 inspeções e detectados 13.859 procedimentos irregulares. As prospecções, para a realização das inspeções, são feitas através da utilização das informações disponíveis no cadastro das unidades consumidoras, instalação de medição fiscal e da análise de nichos de fraudadores instalados nas diversas classes de consumo.

(36)

6. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

6.1. Demonstração de Resultado

Na Demonstração de Resultado abaixo, apresentados os resultados alcançados segregando a Parcela A e a Parcela B. Os dados estão apresentados em milhares de reais, exceto quando indicados de outra forma.

2017 (1) 2016 (1) Variação em R$

Variação em % (=) Receita Operacional Líquida 8.641.313 7.495.490 1.145.823 15,3 (-) Custos Não Gerenciáveis - Parcela "A" (6.272.775) (5.535.983) (736.792) 13,3 (=) Resultado antes da Parcela B 2.368.538 1.959.507 409.031 20,9 (-) Total Custos e Despesas - Parcela B (2.081.233) (2.117.119) 35.886 (1,7)

PMSO (1.795.398) (1.842.939) 47.541 (2,6)

Pessoal e Administradores (822.963) (804.974) (17.989) 2,2 Planos Previdenciário e Assistencial (154.285) (163.329) 9.044 (5,5)

Material (60.320) (59.178) (1.142) 1,9

Serviços de Terceiros (347.393) (348.479) 1.086 (0,3) Outros Custos e Despesas Operacionais (157.921) (167.035) 9.114 (5,5) Provisões, Reversões e Perdas Estimadas (252.516) (299.944) 47.428 (15,8)

Amortização (285.835) (274.180) (11.655) 4,3

(=) Resultado antes das Atividades 287.305 (157.612) 444.917 282,3 (+/-) Resultado Financeiro 37.057 (4.983) 42.040 (843,7) (=) Resultado antes do IRPJ e CSLL 324.362 (162.595) 486.957 299,5 (+/-) IRPJ E CSLL 22.893 (17.851) 40.744 228,2 (=) Lucro (Prejuízo) Líquido do Período 347.255 (180.446) 527.701 292,4

(37)

6.2. Receita Operacional Líquida

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 9.358.664 8.344.765 12,2% 100,0%

Fornecimento de Energia Elétrica 3.953.867 4.631.460 -14,6% 42,2%

Residencial 1.382.033 1.371.184 0,8% 14,8%

Industrial 758.529 1.193.739 -36,5% 8,1%

Comercial, Serviços e Outras Atividades 906.268 1.067.375 -15,1% 9,7%

Rural 511.453 584.452 -12,5% 5,5%

Poder Público 133.498 138.535 -3,6% 1,4%

Iluminação Pública 115.256 114.540 0,6% 1,2%

Serviço Público 146.830 161.635 -9,2% 1,6%

Suprimento de Energia Elétrica 666.645 657.869 1,3% 7,1%

Câmara Comercialização Energia Elétrica-CCEE 514.352 502.299 2,4% 5,4%

Contratos Bilaterais 152.293 155.570 -2,1% 1,7%

Disponibilidade da Rede Elétrica 3.144.611 3.001.546 4,8% 33,6%

Receita de Construção 717.351 849.275 -15,5% 7,7%

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 718.826 (1.079.662) 166,6% 7,7%

Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão 16.199 131.738 -87,7% 0,2%

Outras Receitas Operacionais 141.165 152.539 -7,5% 1,5%

Variação % % ROL 2017

Variação da Receita (R$ mil) 2017 2016

Em 2017 a Copel Distribuição apurou uma Receita Operacional Líquida – ROL com acréscimo de 12,2%, R$ 1.013,9 milhões em relação a 2016, impactado por:

• Redução de R$ 677,6 milhões, -14,6%, na receita de Fornecimento que foi impactada pela redução da tarifa no RTA de 2016 (ciclo de junho/2016 a maio/2017), pelas devoluções tarifárias ocorridas em abril e maio/2017 relativos à Angra III, compensado pelo RTA de 2017 que reajustou a tarifa da energia em 10,28% (ciclo de junho/2017 a maio/2018). Ainda, a migração de consumidores para o mercado livre impactou significativamente as receitas de fornecimento, com a redução do mercado cativo em 11,6% acumulados em 2017 em relação a 2016.

• A variação positiva de R$ 143 mil, 4,8%, da Disponibilidade da Rede Elétrica decorre da recuperação de mercado fio em 2017, somada ao efeito do Reajuste Tarifário Anual de 2017.

• A Receita de Construção, que representa o investimento bruto realizado no período, alcançou R$ 717,4 milhões em 2017 e R$ 849,3 milhões em 2016, com decréscimo de R$ 131,9 milhões.

• Os Ativos e Passivos Financeiros Setoriais tiveram aumento de 166,6% decorrente das variações entre os custos não gerenciáveis da parcela A comparados com a cobertura tarifária prevista.

O Valor Justo do Ativo Indenizável da Concessão teve decréscimo de R$ 115,5 milhões devido aos efeitos do 4º Ciclo de Revisão Tarifária em 2016.

(38)

6.3. Custos e Despesas Operacionais

Os Custos e Despesas Operacionais, excetuando o Custo de Construção, apresentaram acréscimo de R$ 700,9 milhões em 2017, 9,2% em relação a 2016.

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (8.354.008) (7.653.102) (700.906) 9,2%

Total dos Custos Não Gerenciáveis (Parcela A) (6.272.775) (5.535.983) (736.792) 13,3%

Energia Elétrica Comprada para Revenda (5.717.970) (4.893.230) (824.740) 16,9%

Encargos de Uso da Rede Elétrica (554.805) (642.753) 87.948 -13,7%

Total dos Custos Gerenciáveis (Parcela B) (2.081.233) (2.117.119) 35.886 -1,7%

Pessoal e Administradores (822.963) (804.974) (17.989) 2,2%

Planos Previdenciário e Assistencial (154.285) (163.329) 9.044 -5,5%

Material (60.320) (59.178) (1.142) 1,9%

Serviços de Terceiros (347.393) (348.479) 1.086 -0,3%

Provisões para Litígios (168.600) (128.899) (39.701) 30,8%

Perdas Estimadas sobre Créditos de Liquidação Duvidosa (83.916) (171.045) 87.129 -50,9%

Outros Custos e Despesas Operacionais (157.921) (167.035) 9.114 -5,5%

Amortização (285.835) (274.180) (11.655) 4,3% 2016 Variação em R$ Variação em % 2017

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Participação dos itens no custo total, excetuando o custo de construção:

A Parcela A em 2017 representa 75,1% dos custos totais e apresentou aumento de 736,8 mil em relação ao ano anterior, 13,3% devido principalmente:

a. Pelo acréscimo de R$ 824,7 mil em Energia Elétrica Comprada para Revenda, onde impactaram: (i) aumento da compra de energia no curto prazo (CCEE) em R$ 1.255,9 em relação a 2016; (ii) redução da compra de energia no ambiente regulado (CCEAR) de R$ 488,6 milhões decréscimo de -15,0%; e (iii) redução dos encargos de PIS e COFINS incidentes sobre a energia comprada para revenda no montante de R$ 56,8 mil, -13,5%.

O gráfico a seguir apresenta a variação dos itens da Energia Elétrica Comprada para Revenda, em milhões de R$:

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b. Pela redução de R$ 87,9 milhões, - 13,7%, em Encargos do Uso da Rede, destacando-se: (i) a elevação do custo com Encargos de Energia da Rede Básica em R$ 186,3 milhões, o qual foi neutralizado pela liberação dos recursos da Conta de Energia de Reserva - CONER no montante de R$ 189,5 milhões; (ii) a redução dos Encargos dos Serviços do Sistema – ESS de R$ 125,1 milhões, reflexo da redução do acionamento das térmicas despachadas fora da ordem de mérito ao longo do ano; (iii) o aumento do custo com Transporte de Potência no total de R$ 58,9 milhões.

Referências

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