Informativo Trimestral - Copel · Somente no terceiro trimestre, o lucro líquido registrado foi de...

S embro/ Septemet ber2009

Informa ivo Tr es r lt im t aQuarterly Report

1

PRINCIPAIS FATOS/MAIN EVENTS 2

RECURSOS HUMANOS/HUMAN RESOURCES 4

GERAÇÃO/GENERATION 4

TRANSMISSÃO/TRANSMISSION 6

DISTRIBUIÇÃO/DISTRIBUTION 6

TELECOMUNICAÇÕES/TELECOMMUNICATIONS 8

PARTICIPAÇÕES/CORPORATE PARTNERSHIPS 8

FLUXO DE ENERGIA/ENERGY FLOW 12

MERCADO DE ENERGIA/POWER MARKET 14

TARIFAS/TARIFFS 16

AÇÕES/SHARES 17

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

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

INDICE/ INDEX

Ticker Preço/Price

Var. % Indice/Index

Var. %

CPLE3 (ordinária/ Bovespa) (common/ Bovespa) R$ 30.09 36.8 IBOVESPA 61,518 63.8CPLE6 (preferencial B/ Bovespa) (preferred B/ Bovespa) R$ 31.35 30.6 DOW JONES 9,712 10.7

ELP (ADS/ Nyse) US$ 17,63 67.3 LATIBEX 3,033 72.0XCOP (preferencial B/ Latibex) (preferred B/ Latibex) € 11.84 57.9

2

PRINCIPAIS FATOS/MAIN EVENTS

Consumo Industrial Cativo/Captive Industrial Consum ption

430

478

526

574

622

670

JAN FEV M AR ABR M AIO JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

GW

h

200720082009

JAN FEB M AR APR M AY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC

Consumo Comercial/ Commercial Consumption

275

300

325

350

375

400


GW

h

200720082009


Resultado:

Nos primeiros nove meses de 2009, a COPEL obtevelucro líquido de R$ 846,4 milhões, equivalente a R$ 3,09 poração. Somente no terceiro trimestre, o lucro líquido registradofoi de R$ 284,4 milhões.

Vendas de Energia por Classe:

As vendas de energia no mercado cativo da COPELDistribuição apresentaram crescimento de 2,2% nos primei-ros nove meses de 2009. As principais classes de consumoda COPEL registraram as seguintes variações: residencial5,3%; comercial 5,5%; rural 4,8% e industrial redução de 3,2%.

Os gráficos a seguir apresentam o consumo mensalde energia elétrica faturado pela COPEL no período de 2007a 2009:

Usina Hidrelétrica de Mauá:

Foi assinado entre a COPEL, o Banco Nacional deDesenvolvimento Econômico e Social – BNDES e o Banco doBrasil, um contrato de financiamento para a Usina Hidrelétri-ca de Mauá no montante de R$ 339 milhões, cuja primeiraparcela, de R$ 111,5 milhões, já foi liberada. Em 1º de setem-bro de 2009 teve início o processo de desvio do rio Tibagipara a construção da barragem da usina.

Net income:

In the first nine months of 2009, COPEL recorded netincome of R$ 846.4 million, which corresponded to R$ 3.09per share. In the third quarter alone, net income was R$ 284.4million.

Electricity Sales by Customer Category:

Electricity sales to COPEL Distribuição’s captive marketgrew 2.2% in the first nine months of 2009. The followingvariations were recorded in the consumption by the Company’smain customer categories: residential customers, 5.3%;commercial customers, 5.5%; rural customers, 4.8%; and in-dustrial customers 3.2% reduction.

The following charts feature the monthly powerconsumption billed by COPEL from 2007 to 2009:

Mauá Hydroelectric Power Plant:

COPEL, the National Economic and SocialDevelopment Bank (BNDES), and Banco do Brasil signed afinancing agreement for the Mauá Hydroelectric Power Plantin the amount of R$ 339 million, the first installment of which, inthe amount of R$ 111.5 million, has already been released.On September 1, 2009, work began on the diversion of theTibagi River to allow the construction of the facility’s dam.

Consumo Total/ Total Consumptiom

1400

1480

1560

1640

1720

1800

JAN FEV MAR ABR M AIO JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

GW

h

200720082009


Consumo Residencial/ Residential Consumption

380

410

440

470

500


GW

h200720082009


3

Extension of Power Plant Concessions:

The Ministry of Mines and Energy, under Ordinance no.331, dated September 1, 2009, extended for 20 years theconcessions for the operation and maintenance of fourhydroelectric facilities owned by COPEL, as shown below:

Prorrogação de Prazo de Concessão de Usinas:

O Ministério de Minas e Energia, por meio da Portarianº 331 de 1º de setembro de 2009, prorrogou por 20 anos aconcessão para a operação e manutenção de quatro aprovei-tamentos hidrelétricos da COPEL, conforme tabela abaixo:

Renewable Energy – Biogas:

Under a partnership with Itaipu Binacional, Sanepar,the State Agriculture and Food Supply Department, and others,COPEL will purchase electricity generated using biogas fromagricultural and livestock waste. The so called Agro-EnergyCooperative Agreement for Family Agriculture will comprise41 small rural producers within the Ajuricaba River basin.Estimates indicate there may be enough raw material togenerate up to 500 MWh a year.

New Transmission Line:

COPEL has concluded and placed in operation thetransmission line connecting, at 230 kV, the Bateias andPilarzinho substations, in the Curitiba Metropolitan Area, inthe State of Paraná. This project, which was completed in 15months, is the result of a R$ 10.5 million investment. The 31.6km of the new line will reinforce and improve the operationalcapacity of the National Interconnected System (Sistema In-terligado Nacional or SIN).

Transmission Line Financing:

The National Monetary Council authorized, on October28, 2009, an exception so that COPEL may obtain financingfrom BNDES for the construction of the 115-km long Foz doIguaçu – West Cascavel transmission line, rated 525 kV.

COPEL’s Ratings by Fitch:

On September 4, 2009, Fitch Ratings disclosed that itwould maintain COPEL’s current corporate ratings. Thus, theCompany’s corporate rating and the rating of its 4th issue ofdebentures remain AA(bra).

Corporate Profile ( Perfil Empresarial ) Award:

COPEL received the Corporate Profile Award as part ofthe 4th Corporate Rankings published by Instituto Indicare, theFederation of Commercial and Corporate Associations ofParaná (Faciap), the Indústria & Comércio Group, and theNational Federation of Accounting Firms and Support,Inspection, Information, and Research Companies (Fenacon).In a survey of economic and financial performance indicators,COPEL ranked 1st place in the Energy and Related Industries,Shareholders’ Equity, and Net Income categories and 2nd placein the Total Assets and Net Operating Revenues categories.

Usina/Power Plant

Capacidade (MW)/Capacity (MW)

Vencimento da Concessão/Concession Expires

Segredo 1,260 2029Salto Caxias 1,240 2030Derivação do Rio Jordão 6.5 2029Cavernoso 1.3 2031

Energia Renovável - Biogás:

Em parceria com a Itaipu Binacional, a Sanepar, a Se-cretaria de Agricultura e Abastecimento do Paraná, entre ou-tros, a COPEL participa de projeto piloto de implantação dageração distribuída de energia elétrica a partir do biogás dedejetos da agropecuária. O denominado Condomínio Coope-rativo de Agroenergia para Agricultura Familiar abrangerá 41pequenos produtores rurais da bacia do rio Ajuricaba. Esti-ma-se que haja matéria-prima suficiente para produzir até500 MWh por ano.

Nova Linha de T ransmissão:

Foi finalizada e colocada em operação a linha de trans-missão que conecta, na tensão de 230 kV, as subestaçõesBateias e Pilarzinho, na Região Metropolitana de Curitiba,Estado do Paraná. A obra, executada em 15 meses, é resulta-do do investimento de R$ 10,5 milhões. Os 31,6 km da novalinha vêm reforçar e melhorar a capacidade operacional doSistema Interligado Nacional (SIN).

Financiamento de Linha de T ransmissão:

O Conselho Monetário Nacional concedeu, em 28 deoutubro de 2009, excepcionalização para que a COPEL obte-nha financiamento junto ao BNDES para a construção da li-nha de transmissão Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste, em 525kV, com 115 km.

Rating da Fitch:

Em 4 de setembro de 2009, a Fitch Ratings divulgou amanutenção dos ratings atribuídos à COPEL. Dessa forma, orating corporativo e o de sua 4ª emissão de debêntures per-manecem em AA(bra).

Prêmio Perfil Empresarial:

A COPEL recebeu o Prêmio Perfil Empresarial do IVRanking das Sociedades Anônimas do Instituto Indicare, daFederação das Associações Comerciais Empresariais doEstado do Paraná (Faciap), do Grupo Indústria & Comércio eda Federação Nacional das Empresas de Serviços Contábeis(Fenacon). Conforme indicadores de desempenho econômi-co-financeiros, a COPEL obteve o 1º lugar no Setor de Indús-tria de Energia e Derivados, Patrimônio Líquido e Lucro Líquidoe 2º lugar em Ativos Totais e Receita Operacional Líquida.

4

RECURSOS HUMANOS/HUMAN RESOURCES

Quadro Funcional:

A COPEL encerrou os primeiros nove meses de 2009com um total de 8.608 empregados, distribuídos da seguinteforma entre as subsidiárias integrais da Companhia:

COPEL Geração e Transmissão = 1.643

COPEL Distribuição = 6.554

COPEL Telecomunicações = 411

Ao final de setembro de 2009, a COPEL Distribuiçãotinha 548 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresasem que a COPEL possui participação acionária majoritária,contavam com 104, 6 e 3 empregados, respectivamente.

Na tabela a seguir são apresentadas a capacidade e aprodução de energia do parque gerador da COPEL nos pri-meiros nove meses de 2009:

The following table features capacity and productivityfigures from COPEL’s power plants in the nine months of 2009:

GERAÇÃO/GENERATION

Workforce:

COPEL’s workforce at the end of the first nine months of2009 amounted to 8,608 employees assigned to the Company’swholly-owned subsidiaries as follows:

COPEL Geração e Transmissão = 1,643

COPEL Distribuição = 6,554

COPEL Telecomunicações = 411

At the end of September, 2009, COPEL Distribuiçãorecorded a customer-to-employee ratio of 548.

Compagas, Elejor and UEG Araucária, companies inwhich COPEL holds a majority interest, had 104, 6 and 3employees, respectively.

Empregados por Subsidiária/ Workforce Breakdown

Distribuição/ Distribution6.554

Geração e Transmissão/Generation andTransmission

1.643

Telecomunicações/

Telecommunications411

Corporate Citizen 2009 Award:

On September 22, 2009, COPEL was awarded theCorporate Citizen 2009 certificate, by the Regional AccountingCouncil of the State of Rio de Janeiro (CRCRJ), the IndustrialFederation of Rio de Janeiro (Firjan), and the CommercialAssociation of Rio de Janeiro (Fecomércio).

Prêmio Empresa Cidadã 2009:

Em 22 de setembro de 2009, a COPEL recebeu o cer-tificado de Empresa Cidadã, conferido pelo Conselho Regio-nal de Contabilidade do Rio de Janeiro (CRCRJ), pelaFederação das Instituições do Estado do Rio de Janeiro(Firjan) e pela Federação do Comércio do Estado do Rio deJaneiro (Fecomércio).

5

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

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

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

(MW) (MW médio/ Average MW)

Dona Francisca 125.0 80.0 23.03 2033

Foz do Chopim 29.1 21.5 35.77 2030

Santa Clara (Elejor)* 123.8 72.4 70,00** 2036

Fundão (Elejor)* 122.6 67.9 70,00** 2036

Eólica do Paraná 2.5 0.6 100,00*** 2029

Araucária 484.5 390.3 80.00 2029Lajeado (Investco S.A.) 902.5 527.0 0,89**** 2032

* Inclui PCH/ Small Hydroelectric Projects included.

** Participação nas ações ordinárias/ Interest composed of common shares.

***A COPEL Geração e Transmissão possui 70% das quotas, e a COPEL Holding 30%/

COPEL Geração e Transmissão has 70% of the quotas, and COPEL Holding the remaining 30%.

Copel's Stake(%)

**** A participação é referente ao total do capital. A COPEL possui somente ações PNA/ This interest refers to the total stock capital. COPEL only holds class A preferred shares (PNA).

1 Proporcional à participação da COPEL no capital 1 Proportional to the COPEL’s stake.

Principais Indicadores:

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

Número de usinas automatizadas e teleoperadas:- COPEL: 15- Participações: 3

Capacidade instalada:- COPEL: 4.550 MW- Participações: 610 MW 1

- Total: 5.160 MW

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

Main Features:

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

Number of automated and remote-controlled power plants:- COPEL: 15- Corporate Partnerships: 3

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

- Total: 5,160 MW

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

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

(MW) (MW médio/ Average MW) (GWh)

Hidrelétricas/ Hydro Plants 4,529.6 1,946.6 11,338.5 -

Gov. Bento M. da Rocha Netto (Foz do Areia) 1,676.0 576.0 2,947.3 2023

Gov. Ney Aminthas de B. Braga (Segredo) 1,260.0 603.0 3,538.0 2029

Gov. José Richa (Salto Caxias) 1,240.0 605.0 3,641.0 2030

Gov. Pedro V. Parigot de Souza 260.0 109.0 862.4 2015

Guaricana 36.0 13.6 107.9 2026

Chaminé 18.0 11.6 77.0 2026

Apucaraninha 10.0 6.7 46.7 2025

Mourão 8.2 5.3 32.1 2015

Derivação do Rio Jordão 6.5 5.8 38.2 2029

Marumbi 4.8 3.9 16.6 *

São Jorge 2.3 1.6 8.2 2024

Chopim I 2.0 1.3 6.0 2015

Rio dos Patos 1.7 1.1 4.5 2014

Cavernoso 1.3 0.9 6.2 2031

Melissa 1.0 0.6 4.1 **

Salto do Vau 0.9 0.6 1.9 **

Pitangui 0.9 0.6 0.6 **

Termelétrica/ Thermal Plant 20.0 10.3 62.0 -

Figueira 20.0 10.3 62.0 2019

TOTAL 4,549.6 1,956.9 11,400.5 -

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

6

Linhas de Distribuição/Distribution Lines

km

13,8 kV 96,545.8 34,5 kV 76,903.0

69 kV 963.3 138 kV 4,507.2

230 kV 66.1

TOTAL 178,985.4

Linhas de Distribuição:

Na tabela a seguir são apresentadas as linhas dedistribuição da COPEL:

Total Length of Distribution Lines:

The following table features information about COPEL’sdistribution lines:

Compact-design Distribution Lines:

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

The total length of compact-design distribution lines inoperation as of September 2009 was 1,801 km.

Redes Compactas:

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

Ao final de setembro de 2009, a extensão das redes dedistribuição compacta instaladas era de 1.801 km.

DISTRIBUIÇÃO/DISTRIBUTION

Tensão/ Subestações Automatizadas/Voltage Automated Substations 138 kV 1 41.7

230 kV 26 7,502.0

500 kV 4 2,800.0

TOTAL 31 10,343.7

MVA

TRANSMISSÃO/TRANSMISSION

Linhas de Transmissão/ Transmission Lines km

69 kV 5.4 138 kV 7.2 230 kV 1,707.3 500 kV 162.8

TOTAL 1,882.7

Linhas de T ransmissão:

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

Subestações:

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

Transmission Lines:

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

Substations:

The main features of COPEL’s transmmissionsubstations by voltage level, are shown bellow:

7

Redes Secundárias Isoladas:

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

Ao final de setembro de 2009, a extensão das redes dedistribuição secundária isolada instaladas era de 4.598 km.

Subestações:

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

Jan/ Set DEC* FEC Tempo de espera (horas)/Jan/ Sep (horas/ hours) (interrupções/ outages) Waiti ng time (hours)

2005 9.03 9.29 1:14

2006 10.37 9.72 1:20

2007 8.93 8.59 1:21

2008 8.47 7.56 1:23

2009 8.32 7.23 1:34

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

Secondary Isolated Lines:

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

The total length of secondary isolated lines in operationas of September 2009 was 4,598 km.

Substations:

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

Qualidade de Fornecimento:

Os dois principais indicadores da qualidade do forne-cimento de energia elétrica são o DEC (duração equivalentede interrupções por consumidor) e o FEC (freqüência equiva-lente de interrupções por consumidor).

A evolução desses indicadores e do tempo de esperaé mostrada no quadro a seguir:

Quality of Supply:

The main indicators of power supply quality are DEC(outage duration by customer) and FEC (outage frequency bycustomer).

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

Principais Indicadores:

Número de localidades atendidas: 1.108Número de municípios atendidos: 393

Main Features:

Number of localities served: 1,108Number of municipalities: 393

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

34,5 kV 235 233 1,503.9 69 kV 31 31 2,094.4 88 kV - - 5.0 * 138 kV 77 77 5,505.5

TOTAL 343 341 9,108.8

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

8

TELECOMUNICAÇÕES/TELECOMMUNICATIONS

Os principais indicadores físicos da COPEL na áreade telecomunicações ao final de setembro de 2009 são osseguintes:

Cabos ópticos instalados no anel principal: 5.633 kmCabos ópticos auto-sustentados: 8.095 kmNúmero de cidades atendidas: 202Número de clientes: 680

Rede de fibra óptica da COPEL Telecomunicações/ COPEL Telecomunicações Fiber Optic Network

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

The main physical indicators of COPEL’stelecommunications unit as of September 2009 are:

Total length of optical cables within the main ring: 5,633 kmTotal length of self-sustained optical cables: 8,095 kmNumber of cities served: 202Number of customers: 680

PARTICIPAÇÕES/CORPORATE PARTNERSHIPS

A COPEL participa de empresas e consórcios em di-versos setores, tais como energia elétrica, saneamento, ser-viços, gás e telecomunicações.

Setor de Energia Elétrica:

A COPEL tem participação em sete empreendimentosde geração de energia elétrica com potência instalada totalde 1.790 MW.

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

Power Sector:

COPEL participates in seven power generation projects,with total installed capacity of 1,790 MW.

9

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

(MW)

COPEL - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL - 30% Consumidores livres/

COPEL GET - 70% Free customers

COPEL - 35,77% Consumidores livres/

Silea Participações - 64,23% Free customers

COPEL - 80%

Petrobras - 20%

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

- Usina Fundão 122,6* Paineiras - 30% **

Lajeado 902.5 CEB Lajeado - 16,68% ****(Investco S.A.) EDP Lajeado Energia - 23,34%

Paulista Lajeado Energia - 5,91%Lajeado Energia - 39,28Finam - 4,15%EDP Energias do Brasil - 2,20%COPEL - 0,89% ***Furnas Centrais Elétricas - 0,23%Outros – PJ - 4,33%Outros – PF - 2,99%

* Inclui PCH/ Small Hydroelectric Projects included.

**Ações ON/ Common shares

***A participação é referente ao total do capital. A COPEL possui somente ações PNA/

This interest refers to the total stock capital. COPEL only holds class A preferred shares (PNA).

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

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

Locado para Petrobras/Leased to Petrobras

COPEL DistribuiçãoConsumidores Livres/ Free Customers

Araucária

29.1

484.5

125.0

Foz do Chopim

Dona Francisca

Centrais Eólicas do Paraná

COPEL GET

2.5

Novos Projetos:

Usina Hidrelétrica de Mauá:

No terceiro leilão de energia nova realizado no dia 10de outubro de 2006, o Consórcio Energético Cruzeiro do Sul,firmado entre COPEL Geração e Transmissão S.A. (51%) eEletrosul – Centrais Elétricas S.A. (49%) na qualidade de pro-dutor independente de energia, conquistou a concessão paraa exploração, durante 35 anos, da Usina Hidrelétrica de Mauá.

O empreendimento está inserido no Programa de Ace-leração do Crescimento – PAC, do Governo Federal, e seráconstituído por uma casa de força principal de 350 MW e poruma casa de força secundária de 11 MW, totalizando 361 MWde potência instalada. O reservatório terá 80 km de extensãoe 83,8 km2 de superfície. A barragem terá cerca de 745 m decomprimento e 85 m de altura máxima, empregará atecnologia de concreto compactado a rolo. O volume total deconcreto será da ordem de 630 mil m3.

O projeto tem investimento total previsto aproximadode R$ 1 bilhão, valor com data base de outubro de 2006,sendo que desse montante, 51% serão investidos pelaCOPEL Geração e Transmissão e 49% pela Eletrosul. Emnovembro de 2007, o Conselho Monetário Nacional (CMN)autorizou exceção à Resolução nº 2.827/2001 do Banco Cen-tral do Brasil, que trata do contingenciamento de crédito aosetor público, com vistas à concessão de financiamento peloBanco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social(BNDES) para a participação da COPEL na construção dausina.

New Projects:

Mauá Hydroelectric Power Plant:

On October 10, 2006, at the third Auction of Power fromNew Projects, Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, anindependent power producer owned by COPEL Geração eTransmissão (with a 51% interest) and by Eletrosul CentraisElétricas S.A. (49%), won the rights to the 35-year concessionof the Mauá Hydroelectric Power Plant.

This project is included in the Federal Government’sGrowth Acceleration Program (PAC) and will comprise a mainpower plant rated 350 MW and an additional small hydropowerunit rated 11 MW, for a total of 361 MW of installed capacity. Theplant’s reservoir will have a perimeter of 80 km and a surfaceof 83.8 km2. The dam will have a length of 745 m and amaximum height of 85 m and will be built with roller-compactedconcrete. The dam’s total concrete volume will be around 630thousand m3.

Total estimated expenditures amount to approximatelyR$ 1 billion as of October 2006, of which 51% will be investedby COPEL Geração e Transmissão, while the remaining 49%will be invested by Eletrosul. In November 2007, the NationalMonetary Council (CMN) authorized an exception to CentralBank Resolution no. 2,827/2001, which limited credit to state-owned companies, in order to allow COPEL to obtain financingfrom the National Economic and Social Development Bank(BNDES) for the Company’s share of the construction costs ofthe facility.

10

Foi assinado entre a COPEL, o BNDES e o Banco doBrasil, um contrato de financiamento para a Usina Hidrelétri-ca de Mauá no montante de R$ 339 milhões, cuja primeiraparcela, no montante de R$ 111,5 milhões, já foi liberada.

Os trabalhos iniciaram em maio de 2007, com a emis-são da ordem de serviço do projeto básico e o início do proje-to executivo da usina e do sistema de transmissão associado,a elaboração de especificações técnicas, memórias de cál-culo, desenhos e outros documentos relativos às diversasestruturas da usina, a complementação das investigaçõesgeológicas e serviços de topografia. O projeto foi concluído eencontra-se aprovado pela ANEEL. O empreendimento pos-sui Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de ImpactoAmbiental – EIA/RIMA, apresentados em audiência pública eaprovados pelo órgão licenciador, com emissão da Licençade Instalação nº 6.496/2008.

No dia 1º de setembro de 2009 teve início o processode desvio do rio Tibagi para a construção da barragem dausina.

Usina Hidrelétrica São Jerônimo:

O projeto compreende o futuro aproveitamento hidre-létrico de São Jerônimo, localizado no Rio Tibagi, no Estadodo Paraná. A usina terá duas unidades geradoras com capa-cidade nominal de 165,5 MW cada uma, totalizando capacida-de mínima instalada de 331 MW, com energia mínimaassegurada de 165,5 MW médios. A implementação do em-preendimento terá como base a concessão de uso do bempúblico para exploração do aproveitamento hidrelétrico de SãoJerônimo, constante do Edital de Leilão ANEEL 002/2001. Oinício das obras aguarda a autorização do Congresso Nacio-nal, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Cons-tituição Federal, haja vista que o reservatório da usina atingeáreas indígenas.

Projetos em Estudo:

Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH:

A COPEL publicou, em setembro de 2008, edital dechamada pública para selecionar empresas interessadas emestabelecer parcerias para a implantação de pequenas cen-trais hidrelétricas (PCHs) no Paraná. Empresas interessa-das em constituir parcerias com a COPEL deveriamapresentar projeto básico de PCH já com outorga de autoriza-ção (condicionada ou não), em fase de outorga de autoriza-ção, ou ainda em análise pela Agência Nacional de EnergiaElétrica (ANEEL). Dentro do prazo previsto não houve mani-festação formal de interessados.

De acordo com o resultado da chamada pública acimae com a publicação de nova regulamentação sobre a outorgade autorização para PCHs por parte da ANEEL, a COPEL es-tuda novas alternativas para investir em projetos de PCHs. Opotencial total de PCHs no Estado do Paraná, registrado naANEEL, é de aproximadamente 900 MW.

PCH Dois Saltos:

O projeto compreende o futuro aproveitamento da infra-estrutura já existente (reservatório) da PCH Rio dos Patos, norio de mesmo nome, no Estado do Paraná. A usina terá duasunidades geradoras com capacidade instalada total de 25MW. A implementação do empreendimento está sujeita amanifestação da ANEEL, assim como posterior autorizaçãodos órgãos ambientais.

COPEL, BNDES, and Banco do Brasil signed a financingagreement for the Mauá Hydroelectric Power Plant in theamount of R$ 339 million, the first installment of which, in theamount of R$ 111.5 million, has already been released.

Work began in May 2007, with the procurement of thebasic project and the beginning of the executive project for thefacility and its associated transmission system, the preparationof technical specifications, calculation records, designs, andother documents regarding the different structures within thefacility, additional geological surveys, and topography services.The project has been concluded and approved by ANEEL.The project’s Environmental Impact Study and EnvironmentalImpact Report have been disclosed at a public hearing andapproved by the licensing authority, resulting in the issue ofInstallation License no. 6,496/2008.

On September 1, 2009, work began on the diversion ofthe Tibagi River to allow the construction of the facility’s dam.

São Jerônimo Hydroelectric Power Plant:

The São Jerônimo project comprises the future SãoJerônimo Hydroelectric Facility, on the Tibagi River, in the Stateof Paraná. It will have two generating units rated 165.5 MWeach, for a total of 331 MW of installed capacity, and minimumassured power of 165.5 average MW. The implementation ofthe project is based on a concession for the use of publicproperty won by the São Jerônimo consortium at ANEELAuction 002/2001. The beginning of construction work ispending until National Congress authorization, pursuant toarticle 231, 3rd paragraph, of the Federal Constitution, sincethe facility’s reservoir reaches Indian areas.

Projects under research:

Small Hydropower Projects:

In September 2008, COPEL published a notice toprospective partners to select companies to jointly build smallhydropower facilities in Paraná. Prospective partners shouldsubmit a basic project for a small hydropower unit which hadeither been authorized (conditionally or not), submitted toauthorization, or under review by the National Electric EnergyAgency (ANEEL). No formal applications by prospectivepartners were received by COPEL during the submissionperiod.

On account of the absence of applications and of thepublication of new regulations on the authorization by ANEELfor small hydropower facilities, COPEL is now studying newalternatives for investments in small hydropower projects. Thetotal potential for small hydropower facilities in Paraná, asassessed by ANEEL, is approximately 900 MW.

Dois Saltos Small Hydropower Project:

This project comprises the use of the existinginfrastructure (a reservoir) of the Rio dos Patos SmallHydropower Project, on the Rio dos Patos river, in the State ofParaná. The facility will have two generating units for totalinstalled capacity of 25 MW. The implementation of this projectis dependent on ANEEL approval and later approval by theenvironmental agencies.

11

Empreendimento/ Company Setor/ Sector Sócios/ Partner s

Compagas COPEL - 51,0%

Gaspetro - 24,5%

Dutopar - 24,5%

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

Município de Londrina - 55,0%

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

Município de Londrina - 55,0%

Dominó Holdings S.A. COPEL - 45,0%

Andrade Gutierrez - 27,5%

Daleth Participações - 27,5%

Escoelectric Ltda. COPEL - 40,0%

Lactec - 60,0%

Copel-Amec Ltda* COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%

Carbocampel S.A. COPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

*Em processo de liquidação/ Currently being liquidated.

Gás/Gas

Serviços/Services

Serviços/Services

Exploração de Carvão/Coal mining

Telecomunicação/ Telecommunications

Telecomunicação/Telecommunications

Saneamento/Sanitation

Pequenas Centrais T ermelétricas - PCT :

A COPEL publicou edital de chamada pública para se-lecionar usinas de álcool e açúcar interessadas em formarparcerias para a construção de pequenas centraistermelétricas que utilizarão bagaço de cana-de-açúcar comocombustível.

O objetivo da Companhia é participar majoritariamen-te de empreendimentos até o total de 120 MW de potênciainstalada, com investimentos da ordem de R$ 260 milhões aserem repartidos entre os parceiros.

As usinas de álcool e açúcar fornecerão o bagaço decana-de-açúcar e a água necessários à operação dastermelétricas, recebendo – mediante contrato de longo prazo- vapor e parte da eletricidade para consumo nas suas insta-lações. A energia elétrica excedente será comercializada pormeio de leilões de energia no ambiente regulado, ou da rea-lização de chamada pública para contratação de geração dis-tribuída para atendimento ao mercado cativo da distribuidora.Para a energia descontratada, admite-se a comercializaçãono mercado livre. A opção de comercialização escolhida seráaquela que for mais vantajosa para o empreendimento.

Conforme estimativas feitas pela COPEL, os exceden-tes de bagaço de cana disponíveis no Paraná seriam sufici-entes para alimentar um conjunto de termelétricas compotência total de 600 MW.

Outros Setores:

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

Small Thermal Power Projects:

COPEL published a tender notice to select alcohol andsugar processing facil it ies interested in establishingpartnerships for the construction of small thermal powerprojects running on sugarcane pulp.

The Company’s goal is to secure majority interests insuch projects up to 120 MW of installed capacity, withinvestments of R$ 260 million, to be provided by all partners.

Alcohol and sugar processing facilities will provide thesugarcane pulp and the water necessary to the operation ofthe thermal facilities, receiving – under long-term contracts –steam and a share of the generated power for their own use.Surplus power will be sold at power auctions in the regulatedenvironment or through tender notices for the procurement ofdistributed generation to supply the Company’s captive market.Any amounts of power which are not committed under sucharrangements may be sold on the free market. The chosenselling arrangement shall be the one which is mostadvantageous to the facility.

According to estimates by COPEL, the sugarcane pulpsurpluses available in Paraná would be enough to feed a setof thermal facilities with total capacity of 600 MW.

Other Sectors:

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

12

FLUXO DE ENERGIA/ENERGY FLOW

Fluxo de Energia Consolidado ( Jan/Set 2009 ): Consolidated Energy Flowchart ( Jan/ Sep 2009 ):

R$ 1,000

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

Dona Francisca Energética S/A 420,521 64,513 43,520 19,648

Centrais Eólicas do Paraná Ltda 9,120 9,074 545 397

Foz do Chopim Energética Ltda 48,763 46,234 24,961 20,244

Companhia Paranaense de Gás - Compagas 261,858 190,160 201,047 27,144

Sercomtel S/A - Telecomunicações 244,290 139,489 108,479 (8,479)

Sercomtel Celular S/A 31,065 - 24,571 (4,445)

Dominó Holdings S/A* 680,006 670,911 43,075 41,248

Escoelectric Ltda 3,653 (4,851) - (379)

COPEL Amec Ltda (em liquidação/ being liquidated) 322 320 - 10

UEG Araucária Ltda 667,303 659,446 38,933 (1,680)

Carbocampel S/A 3,618 (176) - (36)

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S/A 636,495 99,277 128,053 20,696

COPEL Empreendimentos Ltda ** 403,975 403,869 - (592)

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

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

** A COPEL Empreendimentos participa da UEG Araucária com 60%, os outros sócios são COPEL com 20% e Petrobras com 20%/

COPEL Enterprises holds a 60% interest in UEG Araucária, and the other partners are COPEL, w ith a 20% interest, and Petrobras, also w ith a 20% interest.

*** Ajustado às práticas da COPEL/ Adjusted to COPEL's practices.

Geração Própria / Own Generation

11,400 34.5% 45.3%

1.2%

2.4%

43.7%

778

21,641 65.5%

Itaipu: 4,023

CCEAR: 11,540

Itiquira: 679

Dona Francisca: 483 7.4%

CCEE: 256

MRE: 3,423

Outros/ Other: 1,238

Distribuição/ Distribution losses:

390

Consumidores Livres / Free Customers

11,019

100

2,448

2,174

Energia Suprida / Supplied Energy

1,592

Alocação de contratos no CG/ CG Contracts:

CCEE: 459

MRE:

Rede básica/ Basic Netw ork losses:

Energia Comprada / Purchased Energy

33,041

Disponibilidade/

Copel's available power

756

Ct Bilaterais/ Bilateral Contracts:

14,430

14,970

Perdas e diferenças / Losses and Differences

803

Concessionárias/ Wholesale

CCEAR:

Mercado Cativo/ Captive Market

GWh

Accounting Information:

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

Informações Contábeis:

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

CCEAR = Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado/ CCEAR = Energy Purchase Agreements in the Regulated MarketMRE = Mecanismo de Realocação de Energia/ MRE = Energy Reallocation MechanismCCEE = Câmara de Comercialização de Energia Elétrica/ CCEE = Electric Power Trade ChamberCG = Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG)/ Center of gravity of the Submarket (difference between billed energy and energy received from CG)

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

13

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


GWh

9M09 9M08 Var. %

Geração própria/ Own generation 11,400 14,316 (20.4)

CCEE 24 56 (56.8)

MRE 3,423 996 243.5

Dona Francisca 483 485 (0.4)

Outras/ Other - - -

Disponibilidade/ Available Power 15,331 15,854 (3.3)

Contratos bilaterais/ Bilateral Contracts 778 2,595 (70.0)

CCEAR – COPEL Distribuição 1,089 914 19.1

CCEAR – outros/ Other Utilities 9,930 8,430 17.8

Consumidores livres/ Free customers 803 896 (10.4)

CCEE 260 83 212.1

MRE 2,174 2,560 (15.1)

Perdas e diferenças/ Losses and differences 297 376 (21.1)

Energy Flowchart - COPEL Distribuição:Fluxo de Energia - COPEL Distribuição:

GWh

9M09 9M08 Var. %

Itaipu 4,023 4,093 (1.7)

CCEAR - COPEL Geração e Transmissão 852 809 5.3

CCEAR - outras/ Other 10,451 9,491 10.1

CCEE 231 731 (68.3)

Itiquira 679 682 (0.4)

Outros/ Other 1,473 1,224 20.3

Disponibilidade/ Available Power 17,710 17,0 30 4.0

Mercado cativo/ Captive market 14,970 14, 645 2.2

Concessionárias/ Wholesale 390 3 73 4.5

CCEE 199 - -

Perdas e diferenças/ Losses and differences 2 ,151 2,012 6.9

Rede Básica/ Basic Network 459 369 24.6

Distribuição/ Distribution 1,592 1,552 2.6

Contratos/ Contracts 100 91 9.9


14

GWh

3T09/3Q09 3T08/3Q08 Var % 9M09 9M08 Var %(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

Residencial/ Residential 1,417 1,342 5.6 4,220 4,009 5.3

Industrial/ Industrial 1,742 1,770 (1.6) 4,915 5,077 (3.2)

Comercial/ Commercial 987 964 2.4 3,097 2,937 5.5

Rural/ Rural 381 377 1.1 1,259 1,202 4.8

Outras/ Other 488 479 1.9 1,479 1,421 4.1

Total Cativo/ Captive Customers Total 5,015 4,931 1.7 14,970 14,645 2.2

Classe/ Segment

COPEL Distribuição - Mercado Cativo:

O mercado cativo foi responsável pelo consumo de14.970 GWh e apresentou crescimento de 2,2% influenciado,principalmente, pelos seguintes fatos:

- Aumento no número de consumidores em todos ossegmentos;

- Acréscimo de 2,3% e 3,7% no consumo médioresidencial e comercial, respectivamente;

- Maiores variações de temperatura em relação ao anoanterior; e

- Crescimento significativo do setor de serviços.

A classe residencial consumiu 4.220 GWh, registran-do crescimento de 5,3%. Esse aumento foi influenciado pelaredução da taxa de juros, que propiciou crédito mais baratopara aquisição de eletrodomésticos e eletroeletrônicos, bemcomo pela redução do IPI para a linha branca, que incentivoua aquisição destes produtos. Esta classe representou 28,2%do mercado cativo da COPEL. Em setembro de 2009, foramatendidos 2.833.600 consumidores residenciais.

A classe industrial decresceu 3,2%, em relação aomesmo período de 2008, com consumo de 4.915 GWh. A que-da decorreu em virtude da redução da produção voltada parao mercado externo, e, também, da elevada base de compara-ção de 2008. Esta classe representou 32,8% do mercadocativo da COPEL. Em setembro de 2009, foram faturados66.078 consumidores industriais cativos.

A classe comercial consumiu 3.097 GWh, o que signi-ficou uma expansão de 5,5%. Do mesmo modo que o merca-do residencial, este aumento foi estimulado pela queda dataxa de juros e pelas medidas de combate à crise e de manu-tenção do consumo interno, que teve como resultado o aque-cimento da demanda. Esta classe representou 20,7% domercado cativo da COPEL. Em setembro de 2009, foramfaturados 297.769 consumidores comerciais.

A classe rural consumiu 1.259 GWh e cresceu 4,8% noacumulado do ano. Esta classe representou 8,4% do merca-do cativo da COPEL. Em setembro de 2009, foram faturados347.516 consumidores rurais.

As outras classes (poderes públicos, iluminação pú-blica, serviços públicos e consumo próprio) consumiram1.479 GWh, aumento de 4,1% no período. Estas classes deconsumo representaram 9,9% do mercado cativo da COPEL.Em setembro de 2009, foram faturados 47.938 consumido-res.

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

COPEL Distribuição - Captive Market:

The captive market consumed 14,970 GWh, 2.2% up,mainly due to the following factors:

- Increase in the number of customers across allsegments;

- Growth of 2.3% and 3.7% in the average residentialand commercial consumption, respectively;

- Higher temperature variations in comparison to theprevious year; and

- Service sector growth.

The residential segment consumed 4,220 GWh, 5.3%up, due to the reduction in the interest rates, resulting in cheapercredit for the acquisition of consumer durables and electronicsgoods, as well as the reduction in IPI (federal VAT) on whitegoods, which fueled purchases of these products. This segmentrepresented 28.2% of COPEL’s captive market. In September2009, COPEL supplied power to 2,833,600 residentialcustomers.

The industrial segment consumed 4,915 GWh, 3.2%down, due to the decline in production for exports and the highercomparison base in 2008. This segment represented 32.8%of COPEL’s captive market. In September 2009, COPELsupplied power to 66,078 captive industrial customers.

The commercial segment consumed 3,097 GWh, 5.5%up, due, as in the residential segment, to the fall in the interestrates and the measures to combat the crisis and maintaindomestic consumption, which resulted in demand picking up.The commercial segment represented 20.7% of COPEL’scaptive market. In September 2009, COPEL supplied powerto 297,769 commercial customers.

The rural segment consumed 1,259 GWh, 4.8% up,representing 8.4% of COPEL’s captive market. In September2009, COPEL supplied power to 347,516 rural customers.

Other segments (public agencies, public lighting, publicservices, and own consumption) consumed 1,479 GWh, 4.1%up in the period. These segments represented 9.9% of COPEL’scaptive market. In September 2009, COPEL supplied Powerto 47,938 customers in these segments.

The following table shows the captive market for eachconsumption segment:

MERCADO DE ENERGIA/POWER MARKET

15

Mercado Consolidado da COPEL:

A tabela a seguir apresenta as vendas totais de ener-gia da COPEL aberto entre COPEL Distribuição e COPELGeração e Transmissão:

GWh

3T09/3Q09 3T08/3Q08 Var. % 9M09 9M08 Var. %(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

Mercado Cativo/ Captive Market 5,015 4,931 1.7 14,970 14,645 2.2 Concessionárias e Permissionária/ Concessionaires 134 126 6.1 390 373 4.5 Consumidores livres/ Free Customers(*) 753 835 (9.8) 2,200 2,555 (13.9)

Mercado Fio/ Grid Market 5,901 5,892 0.1 17,559 17,573 ( 0.1)

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

COPEL Distribuição - Mercado Fio (TUSD):

O mercado fio da COPEL Distribuição, composto pelomercado cativo, pelo suprimento a concessionárias epermissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalida-de dos consumidores livres existentes na sua área de con-cessão, diminuiu 0,1% em decorrência da retração na energiademandada pelos consumidores livres, conforme verificadona tabela abaixo:

Número de Consumidores:

O número de consumidores finais (cativos mais livresda COPEL GET) faturados em setembro é apresentado natabela a seguir:

COPEL Distribuição’s Grid Market - TUSD:

COPEL Distribuição’s grid market, comprising thecaptive market, concessionaries and licensees (other utilitieswithin the State of Paraná) and all free customers within theCompany’s concession area, declined 0.1% due to thedecrease in power demand from free customers, as thefollowing table shows:

COPEL’s Consolidated Market:

The following table shows COPEL’s total energy salesthrough COPEL Distribuição and COPEL Geração e Trans-missão:

Number of Customers:

The number of final customers (captive plus COPELGET’s free customers) billed in September is shown on thefollowing table:

Consumidores/ Customers

Classe/ Segment Set/Sep09 Jun/Jun09 Set/Sep08 Var %

(1) (2) (3) (1/3)

Residencial/ Residential 2,833,600 2,818,001 2,754,584 2.9

Industrial/ Industrial 66,078 64,957 61,903 6.7

Comercial/ Commercial 297,769 296,684 292,791 1.7

Rural/ Rural 347,516 343,826 336,311 3.3

Outras/ Other 47,938 47,762 46,341 3.4

TOTAL CATIVO/ CAPTIVE CUSTOMER TOTAL 3,592,901 3,571, 230 3,491,930 2.9

Consumidores livres/ Free customers - COPEL GET 12 13 14 (14.3)

TOTAL 3,592,913 3,571,243 3,491,944 2.9

GWh

3T09/ 3Q09 3T08/3Q08 Var. % 9M09 9M08 Var. %(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

Mercado Cativo/ Captive Market 5,015 4,931 1.7 14,970 14,645 2.2

Concessionárias e Permissionária/ Concessionaires 134 126 6.3 390 373 4.5

CCEE 199 - - 199 - -

Total COPEL DIS 5,348 5,057 5.8 15,559 15,018 3.6

CCEAR (1) 3,707 3,220 15.1 11,019 9,344 17.9

Consumidores Livres/ Free Customers 254 302 (15.9) 803 896 (10.4)

Contratos Bilaterais/ Bilateral Agreements 270 832 (67.5) 778 2,595 (70.0)

CCEE 198 55 260.0 260 83 212.1 Total COPEL GET 4,429 4,409 0.5 12,860 12,918 (0.5)

Total COPEL 9,777 9,466 3.3 28,419 27,936 1.7

Classe/ Segment

(1) From the total energy sold in 9M09 and 9M08, 1,089 GWh and 914 GWh, respectively, were traded by COPEL DistribuiçãoNote. Not considering the energy from MRE (Energy Realocation Mechanism)

(1) Do total de energia vendida nos 9M09 e nos 9M08, 1.089 GWh e 914 GWh, respectivamente, foram comercializados com a COPEL DistribuiçãoObs. Não considera a energia disponibilizada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia)

16

A ANEEL, através da Resolução 839/2009, de 23 dejunho de 2009, homologou as tarifas de fornecimento de ener-gia elétrica e de uso dos sistemas de distribuição – TUSD daCOPEL Distribuição, com reajuste médio de 18,04%. Dessetotal, 11,42% são relativos ao reajuste tarifário anual e 6,62%relativos aos componentes financeiros pertinentes, corres-pondendo a um efeito médio de 12,98% a ser percebido pe-los consumidores cativos. Entretanto, na 176ª AssembleiaGeral Extraordinária, ocorrida em 23 de julho de 2009, foi apro-vada a aplicação, a partir de 24 de julho de 2009, do reajustetarifário homologado pela ANEEL e a concessão de descontoequivalente ao aumento médio da respectiva classe de con-sumo, para todos os consumidores cativos finais de energiaadimplentes da COPEL Distribuição. Cabe ressaltar que aconcessão de descontos poderá ser reduzida oudescontinuada a qualquer momento.

Em setembro de 2009, a tarifa média de fornecimentode energia elétrica foi de R$ 218,11/MWh, representando umaelevação de 3,6% em relação a setembro do ano anterior.

As tarifas médias de fornecimento estão demonstra-das na tabela a seguir:

The ANEEL, through Resolution 839 of June 23, 2009,has ratified COPEL Distribuição’s average tariff adjustment of18.04% for Electricity Supply and Distribution Grid Usage(TUSD), of which 11.42% corresponds to the annual tariffadjustment and 6.62% to the relevant financial components,resulting in an average increase of 12.98% for captiveconsumers. However, the 176th Extraordinary Shareholders’Meeting held on July 23, 2009 approved the application, as ofJuly 24, 2009, of the tariff adjustment ratified by ANEEL andthe granting of discount equivalent to the average increase inthe respective consumption segment, for all the captiveconsumers of COPEL Distribuição that promptly pay theirmonthly bills. It must be highlighted that the discounts grantedmay be reduced or discontinued anytime.

The average rate for sales to final customers inSeptember 2009 reached R$ 218.11/MWh, representing a 3.6%increase compared with the rate effective in September 2008.

Average rates for sales to final customers are shownbelow:

Compra de energia:

Para os CCEAR’s o valor da tarifa corresponde ao mixdos contratos principais e termos de cessão decorrentes doMCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits).O valor principal destes contratos é reajustado em junho, e háreajuste de pequenas parcelas conforme a data de reajusteda concessionária que cedeu parte do contrato à COPEL peloMCSD. O índice utilizado para o reajuste é o IPCA.

Pela Resolução ANEEL nº 844, de 25 de junho de 2009,a tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de ItaipuBinacional passou a ser de R$ 3.515,59/MW a partir de 1º dejulho de 2009 (aumento de 4,0%).

As principais tarifas de compra de energia são demons-tradas na tabela abaixo:

TARIFAS/

TARIFFS/

Power purchases:

Under CCEARs, rates correspond to a combination ofthe rates under the main contracts and those under the transferagreements resulting from the MCSD (Mechanism for the Offsetof Surpluses and Deficits). The main amounts under thesecontracts are restated in June, while other smaller amountsare restated according to the rate review dates of the utilitieswhich transferred part of their contracts to COPEL under theMCSD. The inflation index used for these restatements is theIPCA.

Under ANEEL Resolution no. 844, dated June 25, 2009,the rate for transport of power from Itaipu Binacional was set atR$ 3,515.59/MW (a 4.0% increase), effective July 1, 2009.

The main rates for power purchased by COPEL areshown below:

R$/ MWh

Set/Sep 09 Jun/Jun 09 Set/Sep 08 Var. %(1) (2) (3) (1/3)

Residencial/ Residential 270.82 258.03 257.26 5.3

Industrial/ Industrial * 191.11 187.74 186.42 2.5

Comercial/ Commercial 234.13 228.13 229.38 2.1

Rural/ Rural 156.8 151.24 151.31 3.6 Outras/ Other 177.42 174.41 176.45 0.5

TOTAL 218.11 206.34 210.46 3.6

Sem ICMS/ Value-added tax not included

* Não inclui consumidores livres/ Free customers not included

Tarifa/ Rate

R$/ M Wh

Set/Sep 09 Jun/Jun 09 Set/Sep 08 Var. %(1) (2) (3) (1 / 3)

Itaipu* 92.33 101.31 91.46 1.0

Leilão/ Auction 2005 - 2012 70.82 68.18 67.33 5.2

Leilão/ Auction 2006 - 2013 82.88 79.90 78.78 5.2

Leilão/ Auction 2007 - 2014 91.99 91.02 85.87 7.1

Leilão/ Auction 2007 - 2014 (A-1) 118.41 113.93 112.56 5.2

Leilão/ Auction 2008 - 2015 99.73 96.00 94.86 5.1

Leilão/ Auction 2009 - 2016 112.08 - - -

Leilão/ Auction 2008 - H30 124.66 119.94 118.61 5.1

Leilão/ Auction 2009 - H30 133.26 - - -

Leilão/ Auction 2008 - T15** 148.38 148.38 146.60 1.2

Leilão/ Auction 2009 - T15** 145.01 - - -

*Transporte de Furnas não incluído/ Furnas transport charge not included

Tarifa/ Rate

** Preço médio do leilão corrigido pelo IPCA/ Auction average price updated by IPCA

17

Suprimento de energia:

Para os CCEAR’s o valor da tarifa corresponde ao mixdos contratos com as 36 Concessionárias de Distribuiçãocompradoras. Na data de reajuste tarifário de cada Conces-sionária de Distribuição, os contratos são reajustados peloíndice de variação do IPCA.

As principais tarifas de suprimento de energia daCOPEL estão demonstradas no quadro a seguir:

Power sales to distributors:

Under CCEARs, rates correspond to a combination ofthe contracts with the 36 power distribution utilities which buypower from COPEL. On the date of rate adjustment of eachdistribution utility, the respective contract is restated accordingto the variation of the IPCA inflation index.

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

O capital social da COPEL é de R$ 4.460 milhões,composto por ações sem valor nominal e o número atual deacionistas é de 25.498. Em setembro de 2009, o capital daCompanhia estava assim representado:

Desempenho das Ações:

De janeiro a setembro de 2009, as ações ordináriasnominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciaisnominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPEL esti-veram presentes em 93% e 100% respectivamente, dos pre-gões da Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA).

As ações em circulação totalizaram 45,0% do capitalda Companhia. Dos 63 papéis que compõem a carteira teóri-ca do Ibovespa, as ações PNB da COPEL estavam em 37ºlugar, participando com 0,7% e com índice Beta de 0,6.

COPEL’s stock capital amounts to R$ 4,460 million andis represented by shares with no par value, while theCompany’s current number of shareholders is 25,498. As ofSeptember 2009, the Company’s stock capital was composedas follows:

Stock Performance:

From January through September 2009, COPEL’scommon shares (ON) (code CPLE3) and class B preferredshares (PNB - code CPLE6) were traded on 93% and 100%,respectively, of the São Paulo Stock Exchange (BOVESPA)trading sessions.

COPEL’s free floating shares accounted for 45.0% ofthe Company’s stock capital. Out of the 63 securities that makeup the Ibovespa index, COPEL’s class B shares ranked 37th,accounting for 0.7% of the portfolio, with a Beta index of 0.6.

AÇÕES/SHARES

TOTALEstado do Paraná/

State of Paraná31,1%

BNDESPAR24,0%

ELETROBRÁS0,6%

Custódia da Bolsa/

Free Floating44,1%

Outros/ Other0,3%

ON/COMMON

Outros/ Other

0,4%

Custódia da

Bolsa/ Free Floating

13,5%

ELETROBRÁS

1,1%

BNDESPAR26,4%

Estado do Paraná/

State of Paraná

58,6%

R$/ MWh

Set/Sep 09 Jun/Jun 09 Set/Sep 08 Var. %(1) (2) (3) (1 / 3)

Leilão/ Auction 2005 - 2012 70.51 68.88 67.00 5.2

Leilão/ Auction 2006 - 2013 82.71 81.33 78.47 5.4

Leilão/ Auction 2007 - 2014 92.38 90.53 87.76 5.3

Leilão/ Auction 2008 - 2015 98.17 96.27 93.27 5.3

Leilão/ Auction 2009 - 2016 112.68 109.63 - -

Concessionárias no Estado do Paraná/ Utilities in the State of Paraná 142.56 125.74 123.07 15.8

Tarifa/ Rate

Mil ações / Thousand sharesAcionistas ON PNA PNB

Shareholders Common Preferred "A" Preferred "B"Estado do Paraná/ State of Paraná 85,029 58.6 - - 14 - 85,043 31.1BNDESPAR 38,299 26.4 - - 27,282 21.3 65,581 24.0ELETROBRÁS 1,531 1.1 - - - - 1,531 0.6Custódia da Bolsa/ Free Floating 19,618 13.5 127 32.1 10 0,895 78.7 120,640 44.0 BOVESPA 19,471 13.4 127 32.1 63,318 49.4 82,916 30.3

NYSE 147 0.1 - - 37,392 29.2 37,539 13.7

LATIBEX - - - - 185 0.1 185 0.1

Outros/ Other 554 0.4 269 67.9 37 - 860 0.3TOTAL 145,031 100.0 396 100.0 128,228 100.0 273,655 100.0

% % % % TOTAL

PN/PREFERRED

BNDESPAR

21,2%Custódia da

Bolsa/

Free Floating78,5%

Outros/ Other0,2%

18

Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica),a COPEL participa com 6,4%.

Na BOVESPA, as ações ON fecharam o período cota-das, a R$ 30,09 , com variação positiva de 36,8%, e as açõesPNB a R$ 31,35, com variação de 30,6%.

Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as açõesPNB são negociadas no “Nível 3”, sob o código ELP, na formade ADSs. As ADSs estiveram presentes em 100% dos pre-gões e fecharam o período cotadas a US$ 17,63 com cresci-mento de 67,3%.

No LATIBEX (Mercado de Valores Latino-Americano emEuros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações PNBda Companhia também são negociadas, sob o código XCOP.As XCOPs estiveram presentes em 99% dos pregões e fe-charam o período cotadas a 11,84 euros, com variação de57,9%.

COPEL also accounts for 6.4% of the IEE (ElectricEnergy Index) portfolio.

As reported by BOVESPA, the closing price of COPEL’scommon shares on the last trading day of the period wasR$ 30.09 (a 36.8% positive variation), and class B preferredshares were traded at R$ 31.35 (a 30.6% variation).

On the New York Stock Exchange (NYSE), COPEL’sclass B preferred shares, represented by American DepositaryShares (ADSs), are traded at Level 3, under the code ELP. Asreported by NYSE, COPEL’s ADSs were traded on 100% of thetrading sessions and had a closing price of US$ 17.63 at theend of the period (a 67.3% increase).

On LATIBEX (The Euro Market for Latin-AmericanSecurities), linked to the Madrid Stock Exchange, COPEL’sClass B preferred shares are also traded, under the symbolXCOP. As reported by LATIBEX, COPEL’s XCOPs were tradedon 99% of the trading sessions and had a closing price of11.84 euros at the end of the period (a 57.9% variation).

Total Média diária Total Média diáriaDaily average Daily average

Negócios/ Number of Trades 2,283 13 311,701 1,676

Quantidade/ Volume Traded 17,070,600 98,674 124,449,100 669,081

Volume (R$ mil)/ Trading Value (R$ thousand) 417,893 2,416 3,266,431 17,561

Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions 173 93% 186 100%

Quantidade/ Volume Traded 5,291,950 81,415 80,916,613 430,408

Volume (US$ mil)/ Trading Value (US$ thousand) 65,514 1,008 1,053,077 5,601

Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions 65 35% 188 100%

Quantidade/ Volume Traded - - 349,632 1,900

Volume (Euro mil)/ Trading Value (Euro thousand) - - 3,222 18

Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions - - 184 99%

BOVESPA

NYSE

LATIBEX

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

Stock Performance (Jan - Sep 2009)Desempenho das ações (Jan - Set 2009)

ON/ Common(CPLE3/ ELPVY)

Desempenho das Ações na BOVESPA/Stock Performance at BOVESPA

31/12/08 - Base 100

60

90

120

150

180

31/1

206

/01

13/0

120

/01

27/0

130

/01

03/0

210

/02

17/0

224

/02

27/0

203

/03

10/0

317

/03

24/0

331

/03

07/0

414

/04

21/0

428

/04

30/0

405

/05

12/0

519

/05

26/0

529

/05

02/0

609

/06

16/0

623

/06

30/0

607

/07

14/0

721

/07

28/0

731

/07

04/0

811

/08

18/0

825

/08

31/0

801

/09

08/0

915

/09

22/0

929

/09

30/0

9

ON

PNB

IBOVESPA

Desempenho das ADR's na NYSE/ADR's Performance at NYSE

31/12/08 - Base 100

60

90

120

150

180

31/

120

6/01

13/

012

0/01

27/

013

0/01

03/

021

0/02

17/

022

4/02

27/

020

3/03

10/

031

7/03

24/

033

1/03

07/

041

4/04

21/

042

8/04

30/

040

5/05

12/

051

9/05

26/

052

9/05

02/

060

9/06

16/

062

3/06

30/

060

7/07

14/

072

1/07

28/

073

1/07

04/

081

1/08

18/

082

5/08

31/

080

1/09

08/

091

5/09

22/

092

9/09

30/

09

ELP

DOW JONES

Desempenho das Ações na LATIBEX/ Stock Performance at LATIBEX

31/12/08 - Base 100

60

90

120

150

180

31/1

206

/01

13/0

120

/01

27/0

130

/01

03/0

210

/02

17/0

224

/02

27/0

203

/03

10/0

317

/03

24/0

331

/03

07/0

414

/04

21/0

428

/04

30/0

405

/05

12/0

519

/05

26/0

529

/05

02/0

609

/06

16/0

623

/06

30/0

607

/07

14/0

721

/07

28/0

731

/07

04/0

811

/08

18/0

825

/08

31/0

801

/09

08/0

915

/09

22/0

929

/09

30/0

9

LATIBEX

XCOP

Nos gráficos seguintes são apresentados comparati-vos entre os índices Ibovespa, Dow Jones e LATIBEX e asações da Empresa:

The following charts feature comparisons between theIbovespa, Dow Jones, and LATIBEX indicators and theCompany’s stock:

19

RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO CONSOLIDADO/CONSOLIDATED ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE

As demonstrações financeiras apresentadas a seguirrefletem, em todos os aspectos materiais, as modificaçõespropostas pelas Leis nº 11.638/07 e nº 11.941/09.

Este Informativo Trimestral apresenta um comparativodo balanço patrimonial consolidado do terceiro trimestre de2009 em relação ao segundo trimestre de 2009.

Ativo

Ativo Circulante:

No terceiro trimestre de 2009, o ativo circulante apre-sentou um acréscimo de 9,2% em relação ao trimestre ante-rior. Apresentamos a seguir as principais variações:

- o acréscimo de 11,9% verificado em “caixa e equivalentes decaixa” decorre da geração de caixa da empresa e do ingressode R$ 111,5 milhões de recursos financiados pelo BNDESpara aplicação na Usina Hidrelétrica de Mauá;

- o saldo em “consumidores e revendedores” em setembrode 2009 obteve variação positiva de 8,8% devido, principal-mente, ao aumento em contas a receber das classes indus-trial, residencial e poder público;

- a conta “serviços em curso” apresentou elevação de 14,7%em relação ao trimestre anterior em função das ordens emcurso para recuperação de transformadores, pesquisa e de-senvolvimento e programa Luz para Todos, que, para fins decontrole, não serão encerradas periodicamente, mas simquando da sua conclusão;

- o aumento de 26,1% em “impostos e contribuições sociais”deve-se, principalmente, ao incremento de R$ 60,1 milhõesno saldo de imposto de renda e contribuição social; e

- redução de 10,6% na “conta de compensação da Parcela A”em função da amortização de 3/12 avos de CVA referente aociclo 2008/2009, parcialmente compensada pela transferên-cia de longo prazo da CVA referente ao ciclo 2009/2010.

The financial statements featured in the following pagesreflect, in all material aspects, the changes introduced by Lawsno. 11,638/07 and no. 11,941/09.

This Quarterly Report features a comparison betweenthe consolidated balance sheets for the third and secondquarters of 2009.

Assets

Current Assets:

In the third quarter of 2009, current assets increased9.2% compared to the previous quarter, mainly as a result of:

- an 11.9% increase in “cash and cash equivalents”, on accountof the cash generated by the Company during the quarter andon account of funds from the BNDES loan in the amount ofR$ 111.5 million for Mauá Power Plant construction;

- the balance under “customers and distributors” as ofSeptember 2009 was 8.8% higher due mostly to higheraccounts receivable from industrial and residential customersand public agencies;

- a 14.7% increase in “service in progress”, on account ofservices being carried out in connection with transformerrecovery, Research and Development programs, and the “Luzpara Todos” Program, services which, for accounting purposes,will not be recorded periodically but rather upon conclusion;

- the 26.1% increase in “taxes and social contribution” was duemostly to a R$ 60.1 million increase in the balance of incometax and social contribution; and

- a 10.6% reduction in “account for compensation of Portion A”,due to the amortization of 3/12 of the CVA amounts for the2008/2009 rate cycle, partially offset by the transfer from long-term assets of the Portion A Account for the 2009/2010 cycle.

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

(gross) ON PNA PNBCommon Preferred "A" Preferred "B"

JCP/ IOC 2005 27/04/06 29/06/06 122,995 0.42811 1.27167 0.47101

Dividendos/ Dividends 2006 27/04/07 26/06/07 157,951 0.55096 0.79739 0.60617

JCP/ IOC 2006 27/04/07 26/06/07 123,000 0.42905 0.61878 0.47204

Dividendos/ Dividends 2007 17/04/08 16/05/08 67,750 0,23622* 0,41239* 0,25990*

JCP/ IOC 2007 17/04/08 16/05/08 200,000 0,69734* 1,21740* 0,76723*

Dividendos/ Dividends 2008 23/04/09 29/05/09 33,834 0,11796* 0,21060* 0,12979*

JCP/ IOC 2008 23/04/09 29/05/09 228,000 0,79493* 1,41919* 0,87459*

* por ação / per share

Por lote de mil ações/Per thousand shares

Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio (JCP):

Na tabela abaixo estão discriminadas as distribuiçõesde Dividendos e/ou Juros sobre o Capital Próprio a partir de2006:

Dividends and Interest on Capital:

The table below features COPEL’s distributions ofDividends and/or Interest On Capital since 2006:

20

R$ 1.000

Ativo/ Assets Set/Sep 09 Jun/Jun 09 Set/Sep 08 Var.% Var .%(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE/ CURRENT 3,843,002 3,520,187 3,532,869 9.2 8.8

Caixa e equivalentes de caixa/Cash and cash equivalents

1,713,933 1,531,582 1,832,804 11.9 (6.5)

Consumidores e revendedores/Customers and distributors

1,124,112 1,033,503 1,062,195 8.8 5.8

Provisão para créditos de liquidação duvidosa/Allowance for doubtfull accounts

(66,263) (66,511) (91,448) (0.4) (27.5)

Serviços de telecomunicações, líquidos/Telecommunications services, net

11,486 11,870 10,421 (3.2) 10.2

Dividendos a receber/ Dividends receivable 3,560 3,560 3,529 - 0.9

Serviços em curso/ Services in progress 87,226 76,015 59,672 14.7 46.2

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

48,961 48,417 45,189 1.1 8.3

Impostos e contribuições sociais/Taxes and social contributions

309,009 245,021 230,309 26.1 34.2

Conta de compensação da "Parcela A"/Account for compensation of "Portion A"

213,825 239,074 100,544 (10.6) 112.7

Outros ativos regulatórios/ Other regulatory assets 26,288 35,051 33,682 (25.0) (22.0)

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 94,126 92,097 1 2.2 -

Cauções e depósitos vinculados/Collaterals and escrow accounts

127,518 125,295 134,475 1.8 (5.2)

Estoques/ Inventories 88,763 77,891 57,362 14.0 54.7

Outros créditos/ Other receivables 60,458 67,322 54,134 (10.2) 11.7

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 9,918,844 9,795,026 9,559 ,217 1.3 3.8

Realizável a Longo Prazo/ Long-Term Assets 2,014,1 47 2,000,901 2,064,891 0.7 (2.5)

Consumidores e revendedores/Customers and distributors

59,135 68,917 97,778 (14.2) (39.5)

Provisão para créditos de liquidação duvidosa/Allowance for doubtfull accounts

- (19) (9,739) - -

Serviços de telecomunicações/Telecommunications services

1,011 2,231 5,016 (54.7) (79.8)

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

1,218,725 1,235,013 1,275,754 (1.3) (4.5)


476,762 479,613 504,284 (0.6) (5.5)


103,558 86,033 42,415 20.4 144.2

Outros ativos regulatórios/Other regulatory assets

- - 9,132 - -

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 30,393 5,289 - 474.6 -

Cauções e depósitos vinculados/Collaterals and escrow accounts

24,662 27,069 24,547 (8.9) 0.5

Depósitos judiciais/ Judicial deposits 82,799 79,973 107,281 3.5 (22.8)

Outros créditos/ Other 17,102 16,782 8,423 1.9 103.0

Investimentos/ Investments 411,783 408,393 441,696 0. 8 (6.8)

Imobilizado/ Property, Plant and Equipment 7,362,4 61 7,255,224 6,925,405 1.5 6.3

Intangível/ Intangible Assets 130,453 130,508 118,80 2 - 9.8

TOTAL 13,761,846 13,315,213 13,083,663 3.4 5.2

21

Ativo Não Circulante

Realizável a Longo Prazo

No terceiro trimestre de 2009, o ativo realizável a longoprazo apresentou acréscimo de 0,7% em relação ao segundotrimestre de 2009, destacando-se:

- decréscimo de 14,2% na rubrica “consumidores erevendedores” devido, especialmente, à transferência para oativo circulante do parcelamento de faturas de energia doGoverno do Estado no valor de R$ 6,1 milhões;

- retração de 1,3% no saldo de “Repasse CRC ao Governo doEstado” devido à atualização monetária negativa de 0,3% doIGP – DI;

- o acréscimo de 20,4% na “conta de compensação da Parce-la A” reflete a apropriação de valores referentes ao novo ciclotarifário 2009/2010, que será reconhecida na tarifa em junhode 2010, acrescida da correção monetária e parcialmente com-pensada pela transferência para o ativo circulante das parce-las do ciclo 2008/2009; e

- a adição de R$ 25,1 milhões em “títulos e valores mobiliári-os” decorre da transferência de aplicações no mercado deletras do tesouro nacional, cujo resgate será no vencimentoem 2011.

Investimentos:

Houve variação positiva de 0,8% no trimestre porganho na equivalência patrimonial da Dominó Holdings eDona Francisca.

Imobilizado:

O aumento de R$ 107,2 milhões no Imobilizado refletea entrada em serviço de ativos, compensada pela quota dedepreciação apropriada no período.

Passivo

Passivo Circulante:

No terceiro trimestre de 2009, o passivo circulante apre-sentou crescimento de 16,9% em relação ao saldo observa-do no trimestre anterior, destacando-se:

- redução de 20,9% na conta “empréstimos e financiamen-tos” (incluindo debêntures), em conseqüência dos pagamen-tos efetuados no período, parcialmente compensada pelastransferências recebidas do passivo não circulante e pela apro-priação de encargos;

- queda de 2,2% na conta “fornecedores”, decorrente da me-nor aquisição de energia de curto prazo junto à CCEE;

- aumento de 22,6% em “impostos e contribuições sociais”,basicamente em decorrência do maior provisionamento deimposto de renda sobre a distribuição de Dividendos e Jurossobre Capital Próprio (JCP) e de Pis/Pasep;

- acréscimo na conta “dividendos a pagar”, devido, principal-mente, à apropriação de adiantamento de Dividendos e JCPreferente ao exercício de 2009;

- expansão de 21,6% na conta “folha de pagamento e provi-sões trabalhistas”, causada pela provisão de participação noslucros e resultados referente a 2009, férias, 13º salário e en-cargos; e

- crescimento de 23,2% em “outras contas a pagar”, em fun-ção do aumento no saldo de compensação financeira pelautilização de recursos hídricos e de prêmios de seguros.

Noncurrent Assets

Long-Term Assets

In the third quarter of 2009, long-term assets increased0.7% compared to the second quarter of 2009; the mostimportant variations were:

- a 14.2% decrease in “customers and distributors”, due mostlyto the transfer to current assets of State Government electricitybill installments, in the amount of R$ 6,1 million;

- a 1.3% reduction in “CRC transferred to State Government”,on account of the - 0.3% variation of the IGP-DI inflation index;

- the 20.4% increase in “account for compensation of PortionA” reflects the accrual of amounts in connection with the newrate cycle (2009/2010), which will be recognized in the June2010 rate increase, plus monetary restatement, partially offsetby the transfer to current assets of the 2008/2009 cycleinstallments; and

- the addition of R$ 25,1 million in “bonds and securities” wasdue to the transfer of investments in National Treasury bonds,which shall be redeemed upon maturity in 2011.

Investments:

Investments increased 0.8% in the third quarter onaccount of equity gains in connection with Dominó Holdingsand Dona Francisca.

Property, plant and Equipment:

The R$ 107.2 million increase in property, plant, andequipment reflects new assets entering service, offset by thedepreciation quota recorded in the quarter.

Liabilities

Current Liabilities:

In the third quarter of 2009, current liabilities increased16.9% compared to the previous quarter, mainly as a result of:

- a 20.9% reduction in “loans and financing” (includingdebentures), due to payments made during the period, partiallyoffset by transfers from long-term liabilities and the accrual ofcharges;

- a 2.2% reduction in “suppliers”, due to lower short-term energyamounts purchased at CCEE (the Electric Energy TradingChamber);

- a 22.6% increase in “taxes and social contribution”, duebasically to higher provisioning of income tax on the distributionof dividends and Interest on Capital (IOC) and Pis/Pasep ta-xes;

- an increase in “dividends payable”, due mostly to the advanceaccrual of dividens and IOC for fiscal year 2009;

- a 21.6% increase in “accrued payroll costs”, due to theprovisioning of profit sharing for 2009, paid vacation, annualbonus (13th salary), and charges; and

- a 23.2% increase in “other payables”, due to higher financialcompensation for use of water resources and insurancepremiums.

22

Passivo/ Liabilities Set/Sep 09 Jun/Jun 09 Set/Sep 08 Var.% Var.%

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE/ CURRENT 1,759,410 1,504,939 1,820,237 16.9 (3.3)

Empréstimos e financiamentos/ Loans and financing 113,415 143,297 242,340 (20.9) (53.2)

Fornecedores/ Suppliers 514,448 525,932 448,217 (2.2) 14.8


484,282 394,953 366,413 22.6 32.2

Dividendos a pagar/ Dividends payable 158,989 17,495 142,832 808.8 11.3

Folha de pagamento e provisões trabalhistas/Accrued payroll costs

184,406 151,636 161,067 21.6 14.5

Benefício pós-emprego/Post-employment benefits

20,764 21,194 19,331 (2.0) 7.4


7,776 - 42,300 - (81.6)

Outros passivos regulatórios/Other regulatory liabilities

12,439 16,577 32,029 (25.0) (61.2)

Encargos do consumidor a recolher/Customer charges due

44,340 37,142 44,731 19.4 (0.9)

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

96,926 97,955 203,819 (1.1) (52.4)

Outras contas a pagar/ Other payables 121,625 98,758 117,158 23.2 3.8

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 3,016,066 2,946,055 3,041,647 2.4 (0.8)

Empréstimos e financiamentos/ Loans and financing

1,584,420 1,524,176 1,696,867 4.0 (6.6)

Provisões para contingências/Provision for contingencies

635,320 619,870 529,869 2.5 19.9

Fornecedores/ Suppliers 196,002 203,077 207,006 (3.5) (5.3)


44,680 38,520 25,017 16.0 78.6

Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefits 345,058 371,934 479,476 (7.2) (28.0)


23,329 13,076 10,109 78.4 130.8

Outros passivos regulatórios/Other regulatory charges

20 - 10,882 - (99.8)

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

106,730 95,285 - 12.0 -

Receita diferida/ Deferred revenues 74,994 74,994 74,994 - -

Outras contas a pagar/ Other payables

5,513 5,123 7,427 7.6 (25.8)

PARTICIPAÇÕES DE ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES/NONCONTROLLING INTEREST

254,850 249,068 244,567 2.3 4.2

PATRIMÔNIO LÍQUIDO/SHAREHOLDERS' EQUITY

8,731,520 8,615,151 7,977,212 1.4 9.5

Capital social/ Stock capital 4,460,000 4,460,000 4,460,000 - -

Reservas de capital/ Capital reserves 838,340 838,340 838,340 - -

Reservas de lucros/ Profit reserves 2,754,747 2,754,747 1,937,837 - 42.2

Lucros acumulados/ Retained earnings/losses 678,433 562,064 741,035 20.7 (8.4)

TOTAL 13,761,846 13,315,213 13,083,663 3.4 5.2

R$ 1,000

23

Passivo Não Circulante:

No terceiro trimestre de 2009, o passivo não circulantefoi 2,4% maior em relação ao trimestre anterior, em decor-rência das seguintes variações:

- acréscimo de 4,0% em “empréstimos e financiamentos”(incluindo debêntures), devido a ingressos de R$ 111,5 mi-lhões referentes ao financiamento da Usina Hidrelétrica deMauá, parcialmente compensado por transferências para opassivo circulante;

- aumento de 2,5% na conta “provisões para contingências”,causado basicamente pelo crescimento no saldo de contin-gências trabalhistas;

- redução de 7,2% em “benefício pós-emprego”, em decor-rência de apropriação dos valores verificados no laudoatuarial e de transferências para o curto prazo;

- crescimento de 78,4% na “conta de compensação da Par-cela A”, em razão da apropriação de valores referentes aociclo tarifário 2009/2010 parcialmente compensado pelastransferências para o passivo circulante; e

- expansão de 12% em “pesquisa e desenvolvimento e efici-ência energética”, atribuída à apropriação de provisão calcu-lada conforme metodologia definida pela ANEEL.

Participações de Acionistas Não Controladores:

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

Patrimônio Líquido:

Ao final de setembro de 2009, o patrimônio líquido daCOPEL alcançou o montante de R$ 8.731,5 milhões, equiva-lente a R$ 31,91 por ação.

Perfil da Dívida:

Apresentamos na tabela a seguir o perfil da dívida em30 de setembro de 2009:

Noncurrent Liabilities:

In the third quarter of 2009, long-term liabilitiesincreased 2.4% compared to the previous quarter, mainly onaccount of the following variations:

- a 4.0% increase in “loans and financing” (includingdebentures), due to the addition of R$ 111.5 million in loansfor the construction of the Mauá Power Plant, partially offset bytransfers to current liabilities;

- a 2.5% increase in “provisions for contingencies”, due toincreased labor contingencies;

- a 7.2% drop in “post-employment benefits”, due mostly tothe accrual of amounts pursuant to the actuarial report and totransfers to current liabilities;

- a 78.4% increase in “account for compensation of Portion A”,due to accruals for the 2009/2010 rate review cycle, partiallyoffset by transfers to current assets; and

- a 12% increase in “research and development and energyefficiency”, due to the accrual of a provision calculatedaccording to a methodology set by ANEEL.

Noncontrolling Interest:

Minority interest corresponds to the interests of othershareholders in the share capital of subsdiaries Compagas,Elejor, and UEG Araucária.

Shareholders’ Equity:

At the end of September 2009, COPEL’s shareholders’equity reached R$ 8,731.5 million, which corresponds toR$ 31.91 per share.

Debt Profile:

The table below breaks down the Company’sindebtedness as of September 30,2009:

R$ 1.000

Curto Prazo/Short-term

Longo Prazo/Long-term

Total

BID/ IBD 19,398 9,451 28,849

Tesouro Nacional/ National Treasury 6,560 62,421 68,981

Eletrobrás 7 25 32

Total 25,965 71,897 97,862

Eletrobrás - COPEL 36,383 272,078 308,461

Eletrobrás - Elejor - 15,921 15,921

BNDES - Compagas 6,360 7,995 14,355

Debêntures - COPEL 4,110 600,000 604,110

Debêntures - Elejor 36,384 170,171 206,555

BNDES/Banco do Brasil S/A - Mauá 1,177 111,496 112,673

Banco do Brasil e outros/ and other 3,036 334,862 337,898

Total 87,450 1,512,523 1,599,973

TOTAL 113,415 1,584,420 1,697,835

Moeda Estrangeira/Foreign Currency

Moeda Nacional/ Domestic Currency

24

A dívida líquida consolidada da COPEL (empréstimos,financiamentos e debêntures menos caixa) apresentou sig-nificativa redução nos últimos anos, conforme o gráfico a se-guir:

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

* LAJIDA estimado para 2009/

1,312

912

1,193

562

51 (16)

(200)

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2004 2005 2006 2007 2008 Set 09/Sep 09*

R$

milh

ões/

R$

mill

ion

-0.20

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

veze

s/ t

imes

Dívida LíquidaNet Debt

Dívida Líquida/ LAJIDANet Debt/ EBITDA

Fitch

Corporativo/ Corporate AA (bra)

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

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

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

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Este Informativo Trimestral apresenta uma análise dodemonstrativo do resultado do terceiro trimestre de 2009 emrelação ao terceiro trimestre de 2008.

Receita Operacional:

A “receita operacional” registrada no terceiro trimestrede 2009 foi de R$ 2.225,3 milhões, montante 4,2% superioraos R$ 2.135,3 milhões registrados no terceiro trimestre de2008.

A receita de “fornecimento de energia elétrica” foi deR$ 840,8 milhões, valor 10,6% maior que o registrado nomesmo trimestre do ano anterior. Essa expansão deve-se,basicamente: (i) ao aumento nas vendas de energia, princi-palmente para as classes residencial e comercial, com vari-ações de 5,6% e 2,4%, respectivamente; (ii) ao repassetarifário de 12,98% para os consumidores que pagam suas

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

R$ 1,000

Out - Dez 2009/Oct - Dec 2009

2010 2011 2012 2013 2014 a 2024

Empréstimos e Financiamentos/Loans and Financing

20,669 69,228 64,924 56,013 55,225 621,111

Moeda Nacional/ Domestic Currency 16,378 45,026 50,419 52,292 52,838 572,354

Moeda Estrangeira/ Foreign Currency 4,291 24,202 14,505 3,721 2,387 48,757

Debêntures/ Debentures 14,116 42,549 635,850 35,850 35,8 50 46,450

TOTAL 34,785 111,777 700,774 91,863 91,075 667,561

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

STATEMENT OF INCOME

This Quarterly Report features a comparison betweenthe consolidated statements of operations for the third quarterof 2009 and the third quarter of 2008.

Operating Revenues:

In the third quarter of 2009, “operating revenues”reached R$ 2,225.3 million, a figure 4.2% higher than theR$ 2,135.3 million recorded in the third quarter of 2008.

“Electricity sales to final customers” were R$ 840.8million, a figure 10.6% higher than the one recorded in thesame quarter of the previous year. This increase in basicallydue to: (i) increased power sales, mostly to residential andcommercial customers, with 5.6% and 2.4% growth,respectively; (ii) the 12.98% rate increase passed on tocustomers who pay their bills late; and (iii) the change in VAT

25

(ICMS) rates effective as of April 1, 2009. This item includesonly revenues from sales of power, not including the Rate forthe Use of the Distribution System (TUSD).

“Revenues from sales to distributors” fell 1.2%, duemostly to the expiration of the contracts with CELESC, partiallyoffset by the billing, as of January 2009, of new power salecontracts signed at the fourth auction of power from existingfacilities (CCEAR).

The “use of the transmission grid” item comprisesrevenues from the use of the distribution system (TUSD), fromthe use of the basic transmission network, and from the use ofthe connection network, and recorded a 3.2% increase in thethird quarter of 2009 compared to the same quarter in theprevious year. As was the case with power sales to finalcustomers, this variation was due basically to: (i) increasedpower sales; (ii) the rate increase passed on to customers whopay their bills late; and the change in VAT (ICMS) rates.

“Telecommunications revenues” in the third quarter of2009 reached R$ 26.9 million, a figure 29.0% higher than theR$ 20.8 million recorded in the third quarter of 2008. This growthwas due to the increase in data communication services, thanksto new customers and to more services rendered to existingcustomers.

faturas em atraso; e (iii) à alteração nas alíquotas do ICMScom vigor a partir de 1º. de abril de 2009. Nessa rubrica estácontabilizada somente a receita da venda de energia, semconsiderar a da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição(TUSD).

A receita de “suprimento de energia elétrica” apresen-tou queda de 1,2%, devido, basicamente, ao término dos con-tratos com a Celesc, parcialmente compensada pelofaturamento, a partir de janeiro de 2009, dos novos contratosde venda de energia firmados no quarto leilão de energiaexistente (CCEAR).

A rubrica “disponibilidade da rede elétrica” é compostapela receitas da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição(TUSD), da rede básica de transmissão e da rede de conexãoe apresentou, nesse trimestre, crescimento de 3,2% quandocomparado ao mesmo trimestre de 2008. Da mesma formaque no “fornecimento de energia elétrica”, essa variação deve-se, basicamente: (i) ao aumento nas vendas de energia; (ii)ao repasse tarifário para os consumidores que pagam suasfaturas em atraso; e (iii) à alteração nas alíquotas do ICMS.

A “receita de telecomunicações” registrada no terceirotrimestre de 2009 foi de R$ 26,9 milhões, valor 29,0% superi-or aos R$ 20,8 milhões registrados no terceiro trimestre doano anterior. Esse aumento deve-se ao acréscimo na presta-ção de serviços de comunicações de dados, reflexo da entra-da de novos clientes em operação e da maior solicitação denovos serviços pelos clientes já existentes.

R$1.000

3T09/3Q09 2T09/2Q09 3T08/3Q08 Var.% 9M09 9M08 Var.%(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receita operacional/Operating revenues

2,225,315 2,139,871 2,135,259 4.2 6,442,727 6,145,638 4.8

Fornecimento de energia elétrica/Electricity sales to final customers

840,787 773,252 760,399 10.6 2,366,718 2,214,660 6.9

Residencial/ Residential 278,940 247,627 237,349 17.5 780,428 700,129 11.5

Industrial/ Industrial 298,029 268,747 282,358 5.6 807,888 801,594 0.8

Comercial/ Commercial 171,556 165,464 155,377 10.4 503,973 459,564 9.7 Rural/ Rural 31,660 32,282 29,352 7.9 99,380 91,543 8.6

Outras classes/ Other segments 60,602 59,132 55,963 8.3 175,049 161,830 8.2 Suprimento de energia elétrica/Electricity sales to distributors 350,298 319,141 354,700 (1.2) 1,004,022 978,975 2.6

CCEAR (leilão)/ CCEAR (Auction) 272,950 263,123 210,425 29.7 803,202 598,056 34.3

Contratos bilaterais/ Bilateral contracts 37,556 34,341 106,597 (64.8) 105,961 313,597 (66.2)

CCEE/ Electricit Energy Trading Chamber - CCEE 25,505 8,827 24,994 2.0 55,605 30,031 85.2

Contratos com pq. Conc./ Contracts with small utilities 14,287 12,850 12,684 12.6 39,254 37,291 5.3

Disponibilidade da rede elétrica/Use of transmission grid

912,593 900,842 884,412 3.2 2,683,036 2,587,189 3.7

Residencial/ Residential 284,234 283,236 265,274 7.1 845,221 783,565 7.9

Industrial/ Industrial 305,560 290,906 312,141 (2.1) 863,108 898,295 (3.9)

Comercial/ Commercial 181,034 183,850 171,844 5.3 550,135 507,799 8.3

Rural/ Rural 32,254 36,082 32,806 (1.7) 107,982 102,909 4.9

Outras classes/ Other segments 61,149 65,114 61,497 (0.6) 187,064 179,986 3.9

Rede básica e de conexão/ Basic network 48,362 41,654 40,850 18.4 129,526 114,635 13.0

Receita de telecomunicações/Telecommunications revenues

26,885 25,596 20,846 29.0 76,096 57,623 32.1

Distribuição de gás canalizado/Distribution of piped gas

66,428 66,665 76,789 (13.5) 195,386 206,751 (5.5)

Outras receitas operacionais/Other operating revenues

28,324 54,375 38,113 (25.7) 117,469 100,440 17.0

Arrendamentos e aluguéis/ Leases and rents 18,002 39,150 25,541 (29.5) 81,458 72,199 12.8

Renda de prestação de serviços/ Revenues from services 7,671 12,629 9,969 (23.1) 28,037 20,781 34.9

Serviço taxado/ Charged services 2,465 2,469 2,403 2.6 7,187 6,798 5.7

Outras receitas/ Other revenues 186 127 200 (7.0) 787 662 18.9

Demonstrativo da Receita Bruta/Gross Income Statement

26

A rubrica “distribuição de gás canalizado” registra so-mente as operações de venda de gás para terceiros realiza-das pela Compagas e apresentou decréscimo de 13,5%, emrazão dos efeitos da crise econômica mundial e do menordespacho da Usina Termelétrica de Araucária (UEGA) nessetrimestre.

A retração verificada em “outras receitas” deve-se, prin-cipalmente, ao menor acionamento da UEGA nesse trimes-tre. A usina foi locada à Petrobras a partir de 1º de janeiro de2009, pelo prazo de três anos. Pelo aluguel da planta aPetrobras pagará parcelas fixas mensais, acrescidas de par-cela variável quando houver despacho de energia.

Os gráficos abaixo demonstram a abertura da receitade fornecimento e uso da rede elétrica, bem como o mercadode energia por classe de consumo.

Custos e Despesas Operacionais:

No terceiro trimestre de 2009, o total de custos e des-pesas operacionais atingiu R$ 1.088,3 milhões, montantesuperior em 3,9% ao apresentado no mesmo trimestre doano anterior. A seguir destacam-se as principais variaçõesocorridas:

R$ 1,000

3T09/3Q09 2T09/2Q09 3T08/3Q08 Var. % 9M09 9M08 Var. %(1) (2) (3) (1 / 3) (4) (5) (4 /5)

ICMS/ VAT 467,300 443,816 409,286 14.2 1,314,865 1,191,709 10.3

Cofins 172,096 166,505 164,408 4.7 499,410 476,182 4.9

Pis/Pasep 37,435 36,148 35,692 4.9 108,494 103,378 4.9

ISSQN 444 494 531 (16.4) 1,347 1,392 (3.2)

CDE 56,580 42,741 44,859 26.1 147,185 144,443 1.9

CCC 39,301 59,086 61,166 (35.7) 139,187 85,971 61.9

RGR 19,596 20,534 18,134 8.1 58,964 46,743 26.1

P&D e PEE/ R&D and EEP 14,221 13,599 13,686 3.9 41,300 39,667 4.1

Outras/ Other 72 87 65 10.8 215 193 11.4

TOTAL 807,045 783,010 747,827 7.9 2,310,967 2,089,678 10.6

Deduções da Receita/Deductions from Operating Revenues

Deduções da Receita Operacional:

As deduções da receita tiveram aumento de 7,9% noterceiro trimestre de 2009 quando comparado ao mesmoperíodo do ano anterior. Essa variação ocorreu em razão,principalmente: (i) da alteração nas alíquotas do ICMS, quepara energia elétrica foram majoradas de 27% para 29%,conforme Lei Orgânica nº 16.016/2008 - com vigor a partir de1º. de abril de 2009 e (ii) da elevação da Conta de Desenvol-vimento Energético – CDE, conforme determinado pelaANEEL. Esse aumento foi parcialmente compensado pelaredução da Conta de Consumo de Combustível – CCC, emrazão do menor despacho de usinas termelétricas no perío-do.

Deductions from Operating Revenues:

Deductions from operating revenues increase 7.9% inthe third quarter of 2009 compared to the same period of 2008.This variation was mostly due to: (i) the change in VAT (ICMS)rates applicable to power sales, from 27% to 29%, pursuant toLaw no. 16,016/2008, in effect as of April 1, 2009, and (ii)increased Energy Development Account payments, asdetermined by ANEEL. This increase was partially offset bylower Fuel Consumption Account payments, on account of loweroutput by the Company’s thermal power plants during the thirdquarter.

The “distribution of piped gas” item includes only salesto third parties by Compagas and fell 13.5% during the thirdquarter as a result of the global economic crisis and the loweroutput of the Araucária Thermal Power Plant.

The reduction in “other revenues” was due mostly to thelower output by the Araucária Thermal Power Plant in the thirdquarter. The facility was leased to Petrobras as of January 1,2009, for three years. Under this lease, Petrobras will makefixed monthly payments, plus additional variable paymentswhenever power from the facility is dispatched.

The following charts feature the breakdown of retail anduse of transmission grid revenues, as well as the energy salesby consumption segments.

Operating Costs and Expenses:

In the third quarter of 2009, operating costs andexpenses reached R$ 1,088.3 million, with a 3.9% increasecompared to the same quarter of 2008. This increase wasmostly due to:

Vendas de Energia/Energy Sales

Comercial/ Commercial

20.7%

Industrial/ Industrial

32.8%

Rural/ Rural8.4%

Res idencial/ Residential

28,1%

Outras / Other9.9%

Receita de Fornecimento de Energia e de TUSDReta il and TUSD Revenues

Res idencial/ Res idential

33.0%

Com ercial/ Com m ercial

21.4%

Rural/ Rural4.2%

Industria l/ Industria l

34.0%

Outras/ Other7.4%

27

- aumento de 9,2% no item “energia elétrica comprada pararevenda”, no qual foram contabilizadas as seguintes com-pras: R$ 137,2 milhões de Itaipu, R$ 310,6 milhões dos lei-lões de energia, R$ 2,0 milhões de energia de curto prazo –CCEE, R$ 29,4 milhões de Itiquira e R$ 38,3 milhões de ou-tras fontes e concessionárias. Foram também apropriados aCVA passiva de energia (crédito de R$ 16,9 milhões) e o cré-dito de Pis/Pasep e Cofins sobre energia comprada no valorde R$ 51,0 milhões;

- aumento de 28,2% nos “encargos de uso da rede elétrica”,em razão, principalmente, dos efeitos da apropriação de CVAno trimestre e do aumento da quota de rede básica;

* Ver abertura da Receita Operacional na página 24/ Operating Revenues breakdown disclosed on page 24.

- a 9.2% increase in “electricity purchased for resale”, underwhich the Company recorded: R$ 137.2 million to Itaipu,R$ 310.6 million at power auctions, R$ 2.0 million at CCEE(short-term purchases), R$ 29.4 million to Itiquira, and R$ 38.3million to other suppliers and utilities. The Company alsoaccrued R$ 16.9 million in passive Portion A credits andR$ 51.0 million in Pis/Pasep and Cofins tax credits inconnection with power supply;

- a 28.2% increase in “ use of the transmission grid”, due mostlyto the effects of the accrual of CVA amounts in the third quarterand of the basic network quota increase;

Demonstração do Resultado 3T09/ 3Q09 2T09/ 2Q09 3T08/ 3Q08 Var.% 9M09 9M08 Var.%

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

Receita Operacional/ Operating Revenues * 2,225,315 2,139,871 2,135,259 4.2 6,442,727 6,145,638 4.8

Deduções da Receita Operacional/Deductions from OperatingRrevenues

(807,045) (783,010) (747,827) 7.9 (2,310,967) (2,089,678) 10.6

Receita Operacional Líquida/ Net Operating Revenues

1,418,270 1,356,861 1,387,432 2.2 4,131,760 4,055,960 1.9

Custos e Despesas e Operacionais/ Operating Costs and Expenses

(1,088,308) (980,658) (1,047,038) 3.9 (3,056,062) (2,889,158) 5.8

Energia elétrica comprada para revenda/Electricity purchase for resale

(449,626) (334,842) (411,903) 9.2 (1,213,808) (1,186,106) 2.3

Encargos de uso da rede elétrica/Use of transmission grid

(174,289) (141,963) (136,001) 28.2 (438,953) (317,602) 38.2

Pessoal e administradores/ Personnel and management (179,693) (185,534) (190,300) (5.6) (531,954) (469,361) 13.3

Planos previdenciário e assistencial/ Pension and healthcare plans

5,108 6,308 (20,137) - 16,935 (59,422) -

Material/ Material (15,333) (18,087) (15,913) (3.6) (47,291) (41,844) 13.0

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

(4,617) (7,719) (4,325) 6.8 (18,029) (12,599) 43.1

Gás natural e insumos/ Natural gas and supplies (32,869) (31,419) (44,902) (26.8) (101,954) (109,325) (6.7)

Serviços de terceiros/ Third-party services (74,405) (76,690) (68,916) 8.0 (217,411) (201,530) 7.9

Depreciação e amortização/ Depreciation and amortization

(96,301) (98,046) (94,589) 1.8 (292,980) (303,654) (3.5)

Provisões e reversões/ Provisions and reversals (14,641) (41,172) (15,463) (5.3) (65,364) (65,186) 0.3

Outras despesas operacionais/ Other operating expenses

(51,642) (51,494) (44,589) 15.8 (145,253) (122,529) 18.5

Resultado das Atividades/Result of Operations

329,962 376,203 340,394 (3.1) 1,075,698 1,166,802 (7.8)

Resultado Financeiro/Interest Income (expenses)

13,936 61,623 7,930 75.7 108,097 94,566 14.3

Receitas financeiras/ Interest income 79,270 100,545 120,641 (34.3) 267,586 372,258 (28.1)

Despesas financeiras/ Interest expenses (65,334) (38,922) (112,711) (42.0) (159,489) (277,692) (42.6)

Resultado de Equivalência Patrimonial/Equity in Results of Investees

5,764 10,307 7,883 (26.9) 27,245 29,912 (8.9)

Resultado Operacional/Operating Income (expenses)

349,662 448,133 356,207 (1.8) 1,211,040 1,291,280 (6.2)

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

(59,698) (148,923) (64,097) (6.9) (346,000) (375,055) (7.7)

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

289,964 299,210 292,110 (0.7) 865,040 916,225 (5.6)

Participações de Acionistas Não Controladores/Noncontrolling Interest

(5,595) (9,217) (6,094) (8.2) (18,607) (17,190) 8.2 - - -

Lucro Líquido/ Net Income (loss) 284,369 289,993 286,016 (0.6) 846,433 899,035 (5.9)

Lucro Líquido por Ação/ Earning per Share 1.04 1.06 1.05 (0.6) 3.09 3.29 (5.9)

LAJIDA/ EBITDA 426,263 474,249 434,983 (2.0) 1,368,678 1,470,456 (6.9)

R$ 1,000

28

- o decréscimo de 5,6% na conta “pessoal e administrado-res” decorre da decisão da Administração da Companhia, apartir de setembro de 2008, de provisionar mensalmente aparticipação nos lucros e/ou resultados (PLR). Portanto, noterceiro trimestre de 2008 foram provisionados R$ 49,5 mi-lhões referentes ao período de janeiro a setembro de 2008enquanto no terceiro trimestre de 2009 foram provisionadosR$ 16,5 milhões referentes ao período de julho a setembrode 2009. O valor do PLR referente ao período de janeiro ajunho de 2008 seria aproximadamente R$ 32,0 milhões;

- a conta “planos previdenciário e assistencial” reflete o re-passe dos custos com o plano previdenciário e com o progra-ma Pró-Saúde (assistencial), efetuado à Fundação Copel,segundo os critérios atuariais da Deliberação CVM nº 371/2000. Para 2009 estão estimados receita de R$ 122,7 mi-lhões para o Plano Previdenciário e custo de R$ 26,8 milhõespara o Plano Assistencial;

- a conta “matéria-prima e insumos para produção de energiaelétrica” reflete os montantes de compra de combustíveis eoutros insumos adquiridos de terceiros. O crescimento verifi-cado deve-se ao maior custo com a compra de carvão mine-ral para a Usina Termelétrica de Figueira;

- a rubrica “gás natural e insumos” reflete os montantes degás natural adquiridos da Petrobras pela Compagas paraatendimento a terceiros. O decréscimo de 26,8% verificadonesse trimestre é resultado, principalmente, dos efeitos davalorização do real frente ao dólar e do menor nível de ativida-de verificada no período e consequente redução nos montan-tes de gás comprado;

- o aumento de 8,0% em “serviços de terceiros” deve-se, prin-cipalmente, aos maiores gastos com manutenção do siste-ma elétrico, consultoria técnica e científica e serviços decorreios;

- o decréscimo apresentado em “provisões e reversões” éatribuído à menor constituição de Provisão para Crédito deLiquidação Duvidosa (PCLD) e de provisões para contingên-cias, principalmente trabalhistas, cíveis e de direito adminis-trativo;

- a elevação de 15,8% em “outras despesas operacionais”deve-se, principalmente, à maior apropriação de indeniza-ções e de compensação financeira pela utilização de recur-sos hídricos, em razão do aumento na geração própriaverificada no terceiro trimestre de 2009.

Resultado das Atividades:

A Companhia apresentou, como resultado das ativida-des do terceiro trimestre de 2009, o valor de R$ 330,0 mi-lhões, montante inferior em 3,1% ao apresentado no mesmotrimestre do ano anterior.

Resultado Financeiro:

A queda de 34,3% verificada nas receitas financeirasno terceiro trimestre de 2009 decorre, principalmente, da re-dução: (i) dos juros e rendas de aplicações financeiras e (ii)da variação monetária sobre a CRC, valor corrigido pelo IGP-DI, índice que acumula variação negativa no período.

As despesas financeiras recuaram 42,0% nesse tri-mestre, devido, principalmente, à redução de encargos dadívida e aos efeitos das variações monetárias e cambiais.

- the 5.6% reduction in “personnel and management” resultedfrom management’s decision, as of September 2008, to setaside a monthly provision for profit sharing. Thus, in the thirdquarter of 2008, the Company set aside R$ 49.5 million inconnection with the period from January through September2008, whereas in the third quarter of 2009 it set aside R$ 16.5million in connection with the period from July throughSeptember 2009. The profit sharing amount corresponding toJanuary through June 2008 would have been approximatelyR$ 32.0 million;

- the “pension and healthcare plans” item reflects the transferof pension plan and the Pró-Saúde (healthcare) plan costs tothe Copel Foundation, according to the actuarial criteria ofCVM Instruction no. 371/2000. In 2009, the Company estimatesR$ 122.7 million in pension plan revenues and R$ 26.8 millionin healthcare plan costs;

- the caption “raw materials and supplies for electricitygeneration” reflects the amounts spent with fuels and othersupplies purchased from third-parties. The increase in this itemreflects higher expenses for the purchase of mineral coal forthe Figueira Thermal Power Plant;

- “natural gas and supplies” reflects the amounts of natural gasacquired by Compagas from Petrobras to supply third-parties.The 26.8% drop recorded in the third quarter was mostly dueto the effects of the appreciation of the real against the U.S.dollar and to lower output during the period, which resulted inlower purchases of gas;

- the 8.0% increase in “third-party services” was due mostly tohigher expenses with power grid maintenance, technical andscientific consulting, and mail services;

- the reduction in “provisions and reversals” was due to loweraccruals under the provision for doubtful accounts and theprovisions for contingencies, mostly in connection with labor,civil, and administrative contingencies;

- the 15.8% increase in “other operating expenses” was duemostly to higher reparation payments and higher payments offinancial compensation for use of water resources, due toincreased hydroelectric power output during the third quarterof 2009.

Results of Operations:

The Company recorded in the third quarter of 2009operating income of R$ 330.0 million, a figure 3.1% lower thanthat recorded in the third quarter of 2008.

Interest Income (Expenses):

The 34.3% reduction in interest income in the thirdquarter of 2009 resulted mostly from the reduction of: (i) interestand return on financial investments and (ii) the monetaryvariation of the CRC balance, which is restated according tothe IGP-DI inflation index, which is negative over this period.

Interest expenses fell 42.0% in this quarter, due mostlyto lower debt charges and to monetary and exchange variations.

29

R$ milhões/ R$ million

Realizado/ Carried Previsto/ Scheduled 9M09 2009

Geração e Transmissão/ Generation and Transmission 51.7 107.5

Consórcio Energético Cruzeiro do Sul (Mauá) 88.3 180.3

Distribuição/ Distribution 490.5 774.7

Telecomunicações/ Telecommunications 22.7 51.3

TOTAL 653.2 1,113.8

COPEL

R$ 1,000

3T09/3Q09 2T09/2Q09 3T08/3Q08 Var.% 9M09 9M08 Var.%(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receitas Financeiras/ Interest Income 79,270 100,545 120,641 (34.3) 267,586 372,258 (28.1)

Juros e rendas de aplicações financeiras e CRC/Revenues from cash investments, interest, fees and CRC 60,677 62,912 77,078 (21.3) 194,954 198,168 (1.6)

Variações monetárias sobre a CRC/CRC monetary gains (3,867) (1,219) 14,281 - (17,153) 100,717 -

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia/Charges on overdue electricity bills 12,044 21,682 19,303 (37.6) 51,221 45,463 12.7

Outras receitas financeiras/Other interest income 10,416 17,170 9,979 4.4 38,564 27,910 38.2

Despesas Financeiras/ Interest Expenses (65,334) (38, 922) (112,711) (42.0) (159,489) (277,692) (42.6)

Encargo de dívidas/ Interest and fees (35,703) (37,271) (54,462) (34.4) (118,300) (153,470) (22.9)

Variações monetárias e cambiais/ Exchange and monetary gains (loss) 1,309 5,546 (28,264) - 4,609 (39,442) -

Outras despesas financeiras/ Other interest expenses (30,940) (7,197) (29,985) 3.2 (45,798) (84,780) (46.0)

Resultado Financeiro/ Interest income (expenses) 13, 936 61,623 7,930 75.7 108,097 94,566 14.3

Equity in Results of Investees:

This account reflects equity in the results of COPEL’saffiliates and subsidiaries, partially offset by the amortizationof goodwill.

Income for the Period:

COPEL recorded in the third quarter of 2009 net incomeof R$ 284.4 million, a figure 0.6% lower than that recorded inthe third quarter of 2008, corresponding to R$ 1.04 per share.In the first nine months of 2009, net income was R$ 846.4million.

Capital Expenditure Program:

COPEL’s expenditure program for the nine months of2009 and its estimated expenditures in permanent assets for2009, including both interests in subsidiaries and investeesand tangible and intangible property, plant, and equipment,are shown below:

Resultado de Equivalência Patrimonial:

Esta conta reflete a equivalência patrimonial das coli-gadas e controladas da COPEL, parcialmente compensadapela amortização de ágio.

Resultado do Período:

A COPEL registrou, no terceiro trimestre de 2009, lucrolíquido de R$ 284,4 milhões, montante 0,6% inferior ao verifi-cado no terceiro trimestre de 2008 e equivalente a R$ 1,04 poração. Nos primeiros nove meses de 2009, o lucro líquidoalcançou R$ 846,4 milhões.

Programa de Investimentos:

O programa de investimentos realizado pela COPELde janeiro a setembro de 2009 e a previsão de investimentosno ativo permanente para 2009, abrangendo as participaçõessocietárias e o ativo imobilizado tangível e intangível, estãodemonstrados na tabela a seguir:

Compagas and UEG Araucária, whose financialstatements have been consolidated into COPEL’s, investedR$ 18.5 million and R$ 2.7 million up to September 2009,respectively.

Main Indicators (Jan - Sep/09):

Shareholders’ Equity: R$ 31.91 per shareNet income per share: R$ 3.09EBITDA: R$ 1,368.7 millionReturn on shareholders’ equity: 10.7% for the periodCurrent liquidity: 2.18Operating margin: 29.3%Indebtedness as a percentage of equity: 19.4%

A Compagas e a UEG Araucária, cujos balanços estãoconsolidados com a COPEL, investiram, de janeiro a setem-bro 2009, R$ 18,5 milhões e R$ 2,7 milhões, respectivamen-te.

Principais indicadores ( Jan - Set/09):

VPA: R$ 31,91 por açãoLucro por ação: R$ 3,09LAJIDA: R$ 1.368,7 milhõesRetorno sobre PL: 10,7% no períodoLiquidez Corrente: 2,18Margem Operacional: 29,3%Endividamento do PL: 19,4%

30

R$ 1.000

Fluxo de Caixa Consolidado/ Consolidated Cash Flow 9 M09 9M08

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

Lucro líquido do exercício/ Net income for the peri od 846,433 899,035

Ajustes p/ reconciliação do lucro líquido do exercí cio com a geração de caixa das ativid.operac./Adjustments for reconcil. of net income for the per iod with cash flow from operating activities

327,556 232,059

Provisão (reversão) para créditos de liquidação duvidosa/ Provision (reversal) for doubtful accounts 9,733 18,017

Depreciação/ Depreciation 287,591 296,042

Amortização de intangível/ Amortization of intangible 5,389 7,614

Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas/ Unrealized monetary and exchange variations, net 52,522 40,450

Resultado da equivalência patrimonial/ Equity in the results of subsidiaries and investees (27,245) (29,912)

Imposto de renda e contribuição social diferidos / Deferred income tax and social contribution 54,646 20,727

Variações na conta de compensação da "Parcela A" - líquidas /Variations in account for compensation of "Portion A", net

(137,707) (164,825)

Variação em outros ativos e passivos regulatórios - liquidos/ Variation in other regulatory assets and liabilities (4,412) (42,399)

Provisões (reversões) para contingências/ Provisions (reversals) for contingencies 53,449 49,537

Baixas de imobilizado - líquidas/ Write-off of property, plant, and equipment, net 14,552 19,221

Baixas de intangível -líquidas/ Write-off of intangible assets, net 431 397

Participação de acionistas não controladores/ Noncontrolling interests 18,607 17,190

Redução (aumento) dos ativos/ Reduction (increase) of assets (70,051) 163,879

Aumento (redução) dos passivos/ Increase (reduction ) of liabilities (235,916) (100,495)

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

868,022 1,194,478

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

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and securities (23,788) -

Cauções e depósitos vinculados/ Collaterals and escrow deposits 3,261 15,176

Aquisição do controle em conjunto da Dominó - líquida do caixa adquirido/Aquisition of controlling interest in Dominó - net of acquired cash

- (108,962)

Adições em demais investimentos/ Additions in other investments (151) 217

Adições no imobilizado/ Additions to property, plant, and equipment (655,824) (449,571)

Adições no intangível/ Additions to intangible assets (18,391) (2,608)

Participação financeira do consumidor/ Customer contributions 47,076 40,538

Venda de bens do ativo imobilizado/ Disposal of property, plant, and equipment 2,516 10,620

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

(645,301) (494,590)

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

Empréstimos e financiamentos obtidos/ Loans and financing obtained 141,811 33,974

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

(43,022) (41,079)

Debêntures - amortização de principal/ Amortization of principal amounts of debentures (153,339) (133,320)

Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos/ Dividends and interest on capital paid (267,814) (267,530)

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

(322,364) (407,955)

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa/ Increase (decrease) in cash and cash equivalents (99,643) 291,933

Saldo inicial de caixa e equivalentes a caixa/ Cash and cash equivalents at the beginning of the period 1,813,576 1,540,871

Saldo final de caixa e equivalentes a caixa/ Cash and cash equivalents at the end of the period 1,713,933 1,832,804

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

(99,643) 291,933

31

RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS/

SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE

Em 30 de setembro de 2009. As of September 30, 2009.

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

R$ 1,000

Ativo/ Assets GET DIS TEL

CIRCULANTE/ CURRENT 1,126,625 1,689,609 64,574

Caixa e equivalentes de caixa/ Cash and cash equivalents 760,456 169,799 36,640

Consumidores e revendedores, líquidos/Customers and distributors, net 219,069 844,226 -

Serviços de telecomunicações, líquidos/Telecommunications services, net - - 14,589

Serviços em curso/ Services in progress 16,148 71,078 -

Repasse CRC ao Estado do Paraná/CRC transferred to State of Paraná - 48,961 -

Impostos e contribuições sociais/Taxes and social contributions 9,439 176,455 5,148

Conta de compensação da "Parcela A"/Account for compensation of "Portion A" - 213,825 -

Outros ativos regulatórios/ Other regulatory assets - 26,288 -

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 17,787 - -

Cauções e depósitos vinculados/Collaterals and escrow accounts 76,504 28,342 -

Estoques/ Inventories 8,944 72,507 6,700

Outros créditos/ Other 18,278 38,128 1,497

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 4,177,744 4,138,270 192,230

Realizável a Longo Prazo/ Long-Term Assets 128,522 1,720,352 10,722

Consumidores e revendedores, líquido/Customers and distributors, net - 59,135 -

Serviços de telecomunicações/Telecommunications services - - 1,011

Repasse CRC ao Estado do Paraná/CRC transferred to State of Paraná - 1,218,725 -

Impostos e contribuições sociais/Taxes and social contributions 86,142 263,728 9,599 Conta de compensação da "Parcela A"/Account for compensation of "Portion A" - 103,558 - Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 30,393 - -

Cauções e depósitos vinculados/ Collateral and escrow accounts - 24,662 -

Depósitos judiciais/ Judicial deposits 10,106 45,905 112

Outros créditos/ Other 1,881 4,639 -

Investimentos/ Investments 412,173 2,461 -

Imobilizado/ Property, Plant and Equipment 3,571,628 2,376,431 180,492

Intangível/ Intangible Assets 65,421 39,026 1,016

TOTAL 5,304,369 5,827,879 256,804

RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS INTEGRAIS/

WHOLLY-OWNED SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE

32

Em 30 de setembro de 2009. As of September 30, 2009.

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

R$ 1,000

Passivo/ Liabilities GET DIS TEL

CIRCULANTE/ CURRENT 486,466 1,187,709 25,903

Empréstimos e financiamentos/ Loans and financing 52,082 11,620 -

Fornecedores/ Suppliers 102,206 421,668 4,544

Impostos e contribuições sociais/ Taxes and social contributions

105,894 282,136 3,076

Dividendos a pagar/ Dividends payable 115,600 153,500 6,800

Folha de pagamento e provisões trabalhistas/ Accrued payroll costs

44,970 126,722 10,353

Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefits 5,533 14,260 943

Conta de compensação da "Parcela A"/ Account for compensation of "Portion A" -

7,776-

Outros passivos regulatórios/ Other regulatory charges - 12,439 -

Encargos do consumidor a recolher/ Customer charges due 3,791 40,549 -

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

18,636 75,733-

Outras contas a pagar/ Other 37,754 41,306 187

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 846,564 1,384,784 15,932

Empréstimos e financiamentos/ Loans and financing 306,677 154,056 -

Provisões para contingências/ Provision for contingencies 210,956 208,099 1,910

Coligadas, controladas/ Intercompany receivables - 632,895 -

Fornecedores/ Suppliers 217,792 - -

Impostos e contribuições sociais/ Taxes and social contributions -

35,330-

Benefício pós-emprego/ Post-employment benefits

94,456 235,852 14,022

Conta de compensação da "Parcela A"/ Account for compensation of "Portion A" -

23,329-

Outros passivos regulatórios/ Other regulatory charges - 20 -

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

11,527 95,203-

Outras contas a pagar/ Other payables 5,156 - -

PATRIMÔNIO LÍQUIDO/ SHAREHOLDERS' EQUITY 3,971,339 3,255,386 214,969

Capital social/ Stock capital 3,505,994 2,624,841 194,755

Reservas de capital/ Capital reserves - - -

Reservas de lucros/ Profit reserves 122,967 417,444 9,169

Lucros acumulados/ Retained earnings (losses) 342,378 213,101 11,045

TOTAL 5,304,369 5,827,879 256,804

33

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

R$ 1,000

3T09/ 3Q09 9M09 3T09/ 3Q09 9M09 3T09/ 3Q09 9M09

Receita Operacional/Operating Revenues

477,602 1,373,857 1,705,240 4,912,129 36,260 103,448

Fornecimento de energia elétrica/Electricity sales to final customers

38,583 121,774 803,161 2,248,129 - -

Suprimento de energia elétrica/Electricity sales to distributors

364,318 1,040,099 16,828 47,737 - -

Disponibilidade da rede elétrica/Use of transmission grid

65,960 186,161 867,397 2,563,002 - -

Receita de telecomunicações/Telecommunications revenues

- - - - 36,260 103,448

Outras receitas operacionais/ Other operating revenues 8,741 25,823 17,854 53,261 - -

Deduções da Receita Operacional/Deductions from Operating Revenues

(68,912) (202,088) (715,034) (2,038,838) (6,354) (17,669)

Receita Operacional Líquida/Net Operating Revenues

408,690 1,171,769 990,206 2,873,291 29,906 85,779

Custos e Despesas Operacionais/Operating Costs and Expenses

(185,845) (558,597) (912,766) (2,517,766) (23,235) (64,472)

Energia elétrica comprada para revenda/Electricity purchase for resale

(16,985) (59,414) (510,706) (1,371,462) - -

Encargos de uso da rede elétrica/Charges for the use of transmission grid

(47,313) (133,664) (142,693) (351,872) - -

Pessoal/ Payroll (43,234) (128,014) (122,782) (363,940) (9,158) (25,958)

Planos previdenciário e assis tencial/Pension and healthcare plans

6,655 20,392 (1,345) (2,923) 53 228

Material/ Material (2,648) (9,341) (11,865) (35,616) (273) (1,373)

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

(4,761) (18,513) - - - -

Serviços de terceiros/Third-party services

(14,902) (45,737) (61,630) (176,314) (2,818) (7,932)

Depreciação e amortização/Depreciation and amortization

(33,151) (102,243) (40,650) (123,170) (7,797) (23,507)

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

(3,351) (27,941) (8,970) (37,887) (1,801) (3,021)

Outros custos e despesas operacionais/Other expenses (26,155) (54,122) (12,125) (54,582) (1,441) (2,909)

Resultado das Atividades/Result of Operations 222,845 613,172 77,440 355,525 6,671 21,307

Resultado financeiro/Interest Income (expenses)

6,339 40,582 27,072 90,803 997 3,309

Resultado de equivalência patrimonial/Equity in results of investees

(4,258) (314) - - - -

Resultado Operacional/Operating Income (expenses)

224,926 653,440 104,512 446,328 7,668 24,616

Provisão para IRPJ e CSLL/Provision for IRPJ and CSLL

(29,248) (171,769) (3,294) (65,072) (428) (6,600)

IRPJ e CSLL diferidos/IRPJ and CSLL deferred

(1,798) (3,293) 10,749 (44,155) 593 1,029

Lucro Líquido/ Net Income (loss) 193,880 478,378 111,967 337,101 7,833 19,045 - - -

LAJIDA/ EBITDA 255,996 715,415 118,090 478,695 14,468 44,814

GET DIS TEL Demonstração do Resultado/Income Statement

34

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Rua Coronel Dulcídio, 800

80420 -170 / Curitiba - Paraná - Brasil

Fone: (41) 3322-3535/ Phone: (55 41) 3322-3535

Fax: (41) 3331-4145/ Fax: (55 41) 3331-4145

Internet: http://www.copel.com

E-mail: [email protected]

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

João Bonifácio Cabral Júnior (Presidente/ Chairman)

Rubens Ghilardi (Secretário Executivo/ Executive Secretary)

Jorge Michel Lepeltier*

Laurita Costa Rosa*

Luiz Antonio Rodrigues Elias

Munir Karam

Nelson Fontes Siffert Filho

Nilton Camargo Costa

Rogério de Paula Quadros*

*membros do Comitê de Auditoria/ Audit Committee members

Conselho Fiscal (mandato 2009/2010)/ Fiscal Council (2009/2010 term of office)

Alexandre Luiz Oliveira de Toledo

Heron Arzua

Márcio Luciano Mancini

Osmar Alfredo Kohler

Wilson Portes

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

Dir. Presidente/ Chief Executive Officer:

Rubens Ghilardi

Dir. de Engenharia/ Chief Engineering Officer:

Luiz Antônio Rossafa

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

Paulo Roberto Trompczynski

Dir. de Distribuição/ Chief Distribution Officer:

Ronald Thadeu Ravedutti

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

Raul Munhoz Neto

Dir. Jurídico/ Chief Legal Officer:

Zuudi Sakakihara

Dir. de Administração/ Chief Administration Officer:

Antonio Rycheta Arten

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

Marlene Zannin

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

Rua Coronel Dulcídio, 800 - 3º andar

80420 -170 / Curitiba - Paraná - Brasil

Internet: www.copel.com/ri

www.copel.com/ir

Relações com Investidores/ Investor Relations Office:

Fone: (41) 3222-2027/ Phone: (55 41) 3222-2027

Fax: (41) 3331-2849/ Fax: (55 41) 3331-2849


Acionistas e Custódia/ Service to Shareholders:

Central de Atendimento a Acionistas: 0800 41 2772/ Shareholders Assistance: (55) 3331-4269

Fax: (41) 3331-2916/ Fax: (55 41) 3331-2916


Date post:	23-Jul-2020
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