SECURITIES and EXCHANGE COMMISSION Washington, DC 20549 FORMULÁRIO 20-F RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM a SEÇÃO 13 OU 1

Conforme arquivado na SEC em 30 de junho de 2008

SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, DC 20549

FORMULÁRIO 20-F

RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM A SEÇÃO 13 OU 15(d) DO SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 Número de arquivamento na Comissão: 001-14668

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL

(Nome Exato do Solicitante de Registro de acordo com o Especificado em Seu Estatuto)

Energy Company of Paraná República Federativa do Brasil (Tradução em Inglês do Nome do Solicitante de Registro) (Jurisdição da Constituição ou Organização)

Rua Coronel Dulcídio, 800 80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil (Endereço da Sede)

Paulo Roberto Trompczynski +55 41 3222 2027 - [email protected] Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º. andar - 80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil (Nome, telefone, e-mail e/ou número de fax e endereço da pessoa de contato da companhia)

Títulos mobiliários registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(b) do Act: Título de Cada Classe Nome das Bolsas de Valores em que estão registrados Ações Classe B, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova Iorque American Depositary Shares (representadas por American Bolsa de Valores de Nova Iorque Depositary Receipts), cada título representando uma Ação Classe B

* Não para negociação, mas somente com relação ao registro de American Depositary Shares na Bolsa de Valores de Nova Iorque Títulos registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(g) do Act: Nenhum Títulos para os quais há uma obrigação de comunicação de acordo com a Seção 15(d) do Act: Nenhum Indique o número de ações em circulação de cada uma das classes de capital ou ações ordinárias do Emitente em 31 de dezembro de 2007: 145.031.080 Ações Ordinárias, sem valor nominal 398.342 Ações Preferenciais Classe A, sem valor nominal 128.225.953 Ações Preferenciais Classe B, sem valor nominal Indique se o interessado é um emitente experiente e conhecido, conforme definido na Norma 405 do Securities Act . Sim Não Se este relatório é um relatório anual ou de transição, indique se o interessado não é obrigado a arquivar relatórios conforme a Seção 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934. Sim Não Indique se o interessado (1) protocolou todos os relatórios exigidos pela Seção 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934 durante os 12 meses precedentes (ou por períodos menores em que o interessado era obrigado a protocolar tais relatórios) e (2) esteve sujeito a tais requisitos de protocolamento durante os últimos 90 dias. Sim Não Indique se o interessado é um large accelerated filer , um accelerated filer , ou um non-accelerated filer . Ver definição de "accelerated filer e large accelerated filer” na Norma 12b-2 do Exchange Act . (Marcar uma das opções): Large accelerated filer Accelerated filer Non-accelerated filer Indique qual base de contabilidade o interessado usou para preparar as demonstrações contábeis contidas neste arquivamento: U.S. GAAP (PCGA nos EUA) IFRS Outra Se a opção “outra” foi marcada em resposta à questão anterior, indique qual item de demonstrações contábeis o interessado decidiu observar. Item 17 Item 18

Se este é um relatório anual, indique se o interessado é uma shell company (conforme definido na Norma 12b-2 do Exchange Act ). Sim Não

Sumário

Página

Apresentação das Informações...... 1 Afirmações sobre o Futuro...... 2 Item 1. Identidade dos Conselheiros, da Alta Direção e dos Consultores ...... 3 Item 2. Estatísticas de Oferta e Cronograma Esperado...... 3 Item 3. Informações Principais ...... 3 Taxas de Câmbio ...... 6 Fatores de Risco...... 7 Item 4. Informações sobre a Companhia ...... 17 A Companhia...... 17 O Setor Elétrico Brasileiro ...... 38 Item 4A. Comentários em Aberto da Equipe...... 55 Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras...... 55 Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados...... 72 Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas...... 78 Transações com Partes Relacionadas ...... 79 Item 8. Informações Financeiras...... 80 Ações Judiciais ...... 80 Pagamento de Dividendos ...... 82 Item 9. A Oferta e Listagem...... 86 Item 10. Informações Adicionais...... 88 Estatuto Social...... 88 Contratos Relevantes ...... 92 Controles de Câmbio ...... 93 Tributação...... 94 Dividendos e Agentes Pagadores ...... 100 Documentos à Disposição ...... 100 Item 11. Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado ...... 101 Item 12. Descrição dos Títulos Mobiliários que não Ações ...... 102 Item 13. Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações...... 102 Item 14. Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda 102 Item 15. Controles e Procedimentos ...... 102 Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria ...... 107 Item 16B. Código de Ética...... 107 Item 16C. Honorários e Serviços do Auditor Principal ...... 107 Item 16D. Dispensa dos Padrões de Listagem para Comitês de Auditoria...... 108 Item 16E. Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados...... 108 Item 17. Demonstrações Contábeis...... 108 Item 18. Demonstrações Contábeis...... 108 Item 19. Anexos...... 109 Índice de Termos Definidos...... 110 Glossário Técnico ...... 111 Assinaturas...... 113

APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES

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

As referências a (1) “ real”, “ reais ” ou “R$” dizem respeito a reais brasileiros (plural) e ao real brasileiro (singular), e a (2) “dólares americanos”, “dólares” ou “U.S.$” dizem respeito aos dólares dos Estados Unidos.

As demonstrações contábeis consolidadas e auditadas da COPEL de 31 de dezembro de 2007 e 2006 e de cada um dos três anos do período encerrado em 31 de dezembro 2007 incluídas neste Relatório Anual (as “Demonstrações Contábeis Consolidadas”) foram preparadas de acordo com os princípios contábeis adotados no Brasil (“os PCGA no Brasil”), que são baseados:

• na Lei no. 6.404/76, com as alterações posteriores, a que nos referimos coletivamente como a Lei das Sociedades Anônimas brasileira (“a Lei das Sociedades Anônimas”);

• nas normas e regulamentos da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM” ) do Brasil;

• no manual de contabilidade da agência brasileira reguladora do setor elétrico, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL (“ANEEL” ); e

• nos padrões de contabilidade estabelecidos pelo Instituto dos Auditores Independentes do Brasil.

Os PCGA no Brasil diferem em certos aspectos relevantes dos princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos (“os PCGA nos EUA” ou “US GAAP”). Para maiores informações sobre as diferenças entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA e para uma reconciliação com os PCGA nos EUA de nosso lucro (prejuízo) líquido e patrimônio líquido sob os PCGA no Brasil, ver Nota 35 das Demonstrações Contábeis.

As informações financeiras são apresentadas neste Relatório Anual em reais. Em 2 de junho de 2008, a taxa de câmbio de venda para reais era de R$ 1,6320 para U.S.$ 1,00.

As referências neste Relatório Anual a “Ações Ordinárias”, “Ações Classe A” e “Ações Classe B” dizem respeito às nossas ações ordinárias, ações preferenciais classe A e ações preferenciais classe B, respectivamente. Referências a “ American Depositary Shares” ou “ADSs” dizem respeito a American Depositary Shares , cada um representando 1 ações classe B. As ADSs são representadas por American Depositary Receipts (“ADRs”).

Alguns termos são definidos na primeira vez em que são usados neste Relatório Anual. Como usados no presente documento, “GW” e “GWh” significam, respectivamente, gigawatt e gigawatts-horas; “kW” e “kWh” significam, respectivamente, quilowatt e quilowatts-horas, “MW” e “MWh” significam, respectivamente, megawatt e megawatts-horas, e “kV” significa quilovolt. Esses e outros termos técnicos estão definidos no glossário técnico que começa na página 109.

AFIRMAÇÕES SOBRE O FUTURO

Este Relatório Anual contém afirmações sobre o futuro. Também podemos fazer afirmações escritas ou orais sobre o futuro em nosso relatório anual aos acionistas, em nossas solicitações de procuração para voto em assembléias-gerais de acionistas (proxy statements), em nossas circulares e prospectos de oferta, em press releases e em outros materiais escritos e em afirmações orais feitas por nossos conselheiros, diretores ou empregados a terceiros. Afirmações que não são fatos históricos, incluindo afirmações sobre nossas crenças e expectativas, são afirmações sobre o futuro. Essas afirmações são baseadas em planos, estimativas e projeções atuais e, portanto, você não deve confiar indevidamente nelas. As afirmações sobre o futuro são válidas somente na data em que são feitas, e não assumimos qualquer obrigação de atualizar publicamente quaisquer delas à luz de novas informações ou eventos futuros.

As afirmações sobre o futuro envolvem riscos e incertezas a elas inerentes. Chamamos sua atenção para o fato de que uma série de importantes fatores pode fazer com que os resultados efetivos sejam diferentes, de modo relevante, dos contidos em qualquer afirmação sobre o futuro. Tais fatores incluem os seguintes, mas a eles não se limitam:

• Condições políticas e econômicas no Brasil;

• Condições econômicas no Estado do Paraná;

• Desdobramentos em outros países emergentes;

• Nossa capacidade de obter financiamento;

• Ações judiciais;

• Dificuldades técnicas e operacionais relativas ao fornecimento de serviços de energia;

• Mudanças ou dificuldades em adaptar-se a regulamentos governamentais;

• Concorrência;

• Escassez de eletricidade; e

• Outros fatores discutidos abaixo em “Item 3. Informações Principais—Fatores de Risco”.

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

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

Não Aplicável.

Item 2. Estatísticas de Oferta e Cronograma Esperado

Não Aplicável.

Item 3. Informações Principais

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS

Você deve ler as informações financeiras selecionadas e apresentadas abaixo em conjunto com as Demonstrações Contábeis Consolidadas e respectivas notas.

As informações financeiras selecionadas de 31 de dezembro de 2007 e 2006 e dos anos encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 foram retiradas de nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas. As informações financeiras selecionadas de 31 de dezembro de 2005, 2004 e 2003 e dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2004 e 2003 foram retiradas de demonstrações contábeis auditadas não incluídas neste Relatório Anual.

Conforme o exposto acima, as Demonstrações Contábeis Consolidadas são preparadas de acordo com os PCGA no Brasil, que diferem em certos aspectos relevantes dos US GAAP. Ver na Nota 35 das Demonstrações Contábeis Consolidadas um resumo das diferenças entre os PCGA no Brasil e os US GAAP e uma reconciliação com os US GAAP do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2007 e 2006 e do lucro líquido dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005.

Para os exercícios encerrados em 31 de dezembro 2007 2006 (3) 2005 2004 (2) 2003 (1) (em milhões de reais) Dados da Demonstração de Resultado: PCGA no Brasil Receitas Operacionais 7.920 7.421 6.801 5.533 4.420 Receitas operacionais líquidas (4) ...... 5.422 4.889 4.440 3.620 2.927 Despesas operacionais (4) ...... (3.815) (3.340) (3.620) (3.009) (2.822) Resultado operacional...... 1.607 1.549 820 611 105 Receitas (despesas) financeiras líquidas...... 20 295 (101) (19) 160 Participação nos resultados de coligadas...... 2 (6) 9 2 17 Outras receitas (despesas) líquidas...... (31) (23) (11) (7) (21) Imposto de renda ...... (460) (558) (198) (196) (89) Lucro (prejuízo) antes da participação minoritária e do item extraordinário ...... 1.138 1.257 519 391 172 Participação minoritária ...... (31) (14) (16) (21) (14) Lucro (prejuízo) líquido...... 1.107 1.243 502 370 158 Dividendos declarados ...... 268 281 123 96 43

U.S. GAAP (PCGA nos EUA) Receitas Operacionais 7.920 7.421 6.801 5.533 4.420 Receitas operacionais líquidas 5.422 4.889 4.440 3.620 2.927 Resultado operacional...... 1.383 1.185 884 279 (270) Lucro (prejuízo) líquido...... 981 1.019 556 124 (72)

Dados do Balanço Patrimonial: PCGA no Brasil Ativo circulante (5) ...... 3.162 3.014 2.472 1.653 1.382 Conta de Resultados a Compensar (CRC) (6) ...... 1.250 1.194 1.182 1.197 1.036 Realizável a longo prazo (7) ...... 1.991 1.839 2.047 2.222 2.165 Ativo imobilizado (líquido)...... 6.832 6.712 5.991 5.731 5.406 Ativo total ...... 12.360 11.935 10.930 10.018 9.378 Empréstimos, financiamentos e debêntures 265 929 215 (circulante)...... 671 273 Passivo circulante...... 1.815 2.581 2.352 2.337 1.305 Empréstimos, financiamentos e debêntures (longo 1.838 1.733 1.829 prazo) ...... 1.160 1.736 Exigível a longo prazo ...... 3.077 2.771 2.947 2.453 3.210 Patrimônio líquido ...... 7.236 6.376 5.487 5.108 4.834 Capital social...... 4.460 3.875 3.480 3.480 2.900

U.S. GAAP (PCGA nos EUA) Ativo total (8) ...... 12.065 12.592 11.122 10.589 10.058 Exigível a longo prazo (8) ...... 2.206 2.669 2.803 2.837 2.913 Patrimônio líquido (8) ...... 7.841 7.169 5.964 5.530 5.475

Para os exercícios encerrados em 31 de dezembro 2007 (10) 2006 2005 2004 2003 (em R$, exceto números de ações) Ações e dados por ação: PCGA no Brasil Lucro líquido por 4,04 4,54 1,84 1,35 0,58 ação...... Dividendos por ação (9) Ações Ordinárias ...... 0,93 0,98 0,43 0,33 0,15 Ações Preferenciais Classe A ...... 1,63 1,41 1,27 1,27 1,06 Ações Preferenciais Classe B...... 1,03 1,07 0,47 0,37 0,16 Número de ações em circulação ao fim do exercício (em milhares): Ações ordinárias ...... 145.031 145.031 145.031 145.031 145.031 Ações Preferenciais Classe A ...... 398 399 403 404 405 Ações Preferenciais Classe B...... 128.226 128.225 128.221 128.220 128.219 Total...... 273.655 273.655 273.655 273.655 273.655

U.S. GAAP (PCGA nos EUA) Lucro básico e diluído por ação: Ações Ordinárias ...... 3,42 3,56 1,94 0,43 (0,50) Ações Preferenciais Classe A ...... 4,37 4,24 1,27 1,27 1,06 Ações Preferenciais Classe B...... 3,77 3,91 2,14 0,48 –– Ações em circulação (média ponderada em milhares): Ações Ordinárias ...... 145.031 145.031 145.031 145.031 145.031 Ações Preferenciais Classe A ...... 399 403 404 405 406 Ações Preferenciais Classe B...... 128.225 128.221 128.220 128.219 128.218 Total...... 273.655 273.655 273.655 273.655 273.655 ______(1) As informações financeiras de 2003 incluem as contas de nossa subsidiária Companhia Paranaense de Gás – Compagás. Conforme autorização da CVM, a Compagás não foi originalmente incluída em nossas demonstrações contábeis consolidadas de 2003, pois não teve impacto significativo sobre nossas demonstrações contábeis consolidadas. Desde 2004, temos consolidado os dados da Compagás e, para fins de comparação, também consolidamos os dados da Compagás de 2003. (2) As informações financeiras de 2004 incluem as contas de nossa subsidiária Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. – ELEJOR. Conforme autorização da CVM, a ELEJOR não foi originalmente incluída em nossas demonstrações contábeis consolidadas de 2004, pois não teve impacto significativo sobre nossas demonstrações contábeis consolidadas. Desde 2005, temos consolidado os dados da ELEJOR e, para fins de comparação, também consolidamos os dados da ELEJOR de 2004. (3) As informações financeiras de 2006 incluem as contas da subsidiária UEG Araucária Ltda. (4) A conta de consumo de combustíveis (CCC), a conta de desenvolvimento energético (CDE) e a pesquisa e desenvolvimento (P&D e PEE) foram classificadas em 2007 como deduções das receitas operacionais brutas em vez de custos operacionais conforme exigência da Instrução ANEEL número 3.073/2006. Para fins de comparação, essa reclassificação foi aplicada para 2006 e 2005. Para mais informações, veja a nota 2 das Demonstrações Contábeis. (5) Inclui os saldos correntes da CRC no valor de R$ 41 milhões em 2007, R$ 35 milhões em 2006, R$ 32 milhões em 2005, R$ 29 milhões em 2004 e R$ 124 milhões em 2003. (6) Os créditos da CRC incluem tanto os créditos correntes como os de longo prazo. (7) Inclui os saldos de longo prazo da CRC no valor de R$ 1.210 milhões em 2007, R$ 1.159 milhões em 2006, R$ 1.150 milhões em 2005, R$ 1.168 milhões em 2004 e R$ 912 milhões em 2003. Além disso, conforme a Instrução CVM no. 489 (ativos e passivos contingentes), fomos obrigados a apresentar a reserva para contingências líquida de depósitos vinculados correspondentes, para 2006 e 2005. Essa apresentação não afetou o saldo de períodos anteriores a 2005. (8) Adotamos a SFAS 158 a partir de 31 de dezembro de 2006. Ver Nota 35 das Demonstrações Contábeis. (9) Os montantes relativos a 2005, 2004 e 2003 representam juros sobre capital próprio, que decidimos pagar em lugar de dividendos. Em 2007 pagamos R$ 200 milhões em juros sobre o capital e R$ 68 milhões em dividendos, enquanto em 2006 pagamos R$ 158 milhões em dividendos e R$ 123 milhões em juros sobre o capital. Para dividendos por ação em U.S.$, ver “Item 8. Informações Financeiras". (10) Em 2 de julho de 2007, nossos acionistas aprovaram o grupamento de nossas ações na proporção de 1.000 para 1. Para fins de comparação, essa reclassificação foi aplicada para 2006, 2005, 2004 e 2003. Para mais informações, veja a nota 35.b(ii) das Demonstrações Contábeis.

TAXAS DE CÂMBIO

O Banco Central do Brasil (o “Banco Central”) permite que a taxa de câmbio entre o real e o dólar americano flutue livremente e intervém ocasionalmente para controlar movimentos instáveis nas taxas de câmbio. Não podemos prever se o Banco Central ou o governo brasileiro continuarão a permitir que o real flutue livremente ou se irão intervir no mercado de taxas de câmbio por meio de um sistema de banda cambial ou de outros mecanismos. O real pode valorizar-se ou desvalorizar-se significativamente em relação ao dólar americano no futuro. Para mais informações sobre esses riscos, ver “Fatores de Risco – Riscos relativos ao Brasil”.

A tabela seguinte apresenta informações sobre a taxa de câmbio para venda, expressa em reais por dólar americano (R$/U.S.$), nos períodos indicados. Até 14 de março de 2005, conforme os regulamentos brasileiros, as transações de câmbio eram conduzidas ou no mercado de taxa comercial ou no mercado de taxa flutuante. As taxas em ambos os mercados eram geralmente as mesmas. A tabela utiliza, até 14 de março de 2005, a taxa comercial para venda.

Taxa de câmbio da moeda brasileira por U.S.$1,00 Fim do Ano Mínima Máxima Média (1) período

2003...... 2,8219 3,6623 3,0600 2,8892 2004...... 2,6544 3,2051 2,9171 2,6544 2005...... 2,1633 2,7621 2,4125 2,3407 2006 ...... 2,0586 2,3711 2,1679 2,1380 2007 ...... 1,7325 2,1556 1,9300 1,7713 ______Fonte: Banco Central. (1) Representa a média das taxas de câmbio no último dia de cada mês do período.

Mês Mínima Máxima Dezembro de 2007...... 1,7616 1,8233 Janeiro de 2008...... 1,7414 1,8301 Fevereiro de 2008...... 1,6715 1,7681 Março de 2008...... 1,6700 1,7491 Abril de 2008...... 1,6575 1,7534 Maio de 2008...... 1,6434 1,6949 ______Fonte:Banco Central

Em 02 de junho de 2008, a taxa de câmbio de venda do Banco Central para reais era de R$ 1,6320 para U.S.$ 1,00.

FATORES DE RISCO

Riscos Relativos ao Brasil

As condições políticas e econômicas do Brasil têm impacto direto sobre nosso negócio e sobre o preço de mercado das ações classe B e ADSs.

Todas as nossas operações e consumidores se localizam no Brasil. Em conseqüência, nossa situação financeira e os resultados de nossas operações dependem em grande parte da economia brasileira, que foi caracterizada por freqüentes e ocasionalmente drásticas intervenções do governo brasileiro e por ciclos econômicos voláteis no passado.

No passado, o governo brasileiro freqüentemente alterou políticas monetárias, fiscais e outras para influenciar os rumos da economia brasileira. O Governo Federal Brasileiro pode adotar medidas similares no futuro, com efeitos adversos sobre nosso negócio, nossa situação financeira e os resultados de nossas operações. Não temos controle sobre tais intervenções, nem podemos prever como elas, e as políticas governamentais, afetarão a economia brasileira e, tanto direta quanto indiretamente, nossas operações e receitas. Nossas operações, nossa situação financeira, nossas perspectivas e o preço de mercado das ações classe B e das ADSs podem ser afetados adversamente por mudanças de políticas envolvendo controles de câmbio, impostos e outras matérias, assim como por fatores como:

• flutuações nas taxas de câmbio;

• flutuações nas taxas de juros básicas;

• inflação;

• liquidez de capital doméstico e mercados de financiamento;

• deficiências estruturais e de investimentos no setor de energia;

• mudanças na legislação tributária, incluindo encargos aplicáveis a setores industriais específicos;

• controles de câmbio e restrições a remessas ao exterior; e

• outros desdobramentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o país.

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

Nos últimos anos, o real valorizou-se frente a moedas estrangeiras, mas o valor do real pode continuar a flutuar e pode subir ou descer substancialmente em relação aos níveis atuais. Para informações adicionais sobre taxas de câmbio anteriores, ver "Item 3. Informações Principais - Taxas de Câmbio".

A desvalorização do real aumentaria o custo do serviço de nossa dívida em moeda estrangeira e o custo de aquisição de eletricidade da Usina de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é um de nossos maiores fornecedores e que reajusta os preços da eletricidade com base, parcialmente, em seus custos em dólares americanos. A desvalorização do real também criaria pressões inflacionárias adicionais no Brasil que

poderiam nos afetar negativamente. A desvalorização geralmente limita o acesso aos mercados internacionais de capital e pode provocar intervenção governamental, incluindo políticas governamentais recessivas. Ela também reduz o valor em dólares americanos de distribuições de dividendos para ADSs e o valor equivalente em dólares americanos do preço de mercado de nossas ações classe B e, conseqüentemente, das ADSs.

Se o Brasil sofrer inflação substancial no futuro, nossas margens e o preço de mercado das ações classe B e ADSs podem ser reduzidos.

O Brasil sofreu no passado taxas de inflação extremamente altas. Mais recentemente, os índices anuais de inflação no Brasil, medidos de acordo com a variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (“IGP-DI”), foram de 1,2% em 2005, 3,8% em 2006, 7,9% em 2007 e 5,1% durante o período de cinco meses encerrado em 31 de maio de 2008. A inflação, as medidas tomadas pelo governo para combatê-la e as especulações do público sobre possíveis ações governamentais futuras tiveram no passado efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira. Se o Brasil sofrer inflação substancial no futuro, nossos custos podem aumentar, nossas margens operacionais e líquidas podem diminuir e, se faltar confiança dos investidores, o preço das ações classe B e ADSs pode cair. Pressões inflacionárias podem também restringir nossa capacidade de acesso a mercados financeiros estrangeiros e levar a uma maior intervenção do governo na economia, incluindo a adoção de políticas governamentais que possam afetar adversamente o desempenho da economia brasileira como um todo.

O preço de mercado de títulos emitidos por empresas brasileiras é influenciado pela percepção de risco do Brasil e de outras economias emergentes, que pode ter impacto negativo sobre o preço de mercado de nossas ações classe B e ADSs e pode restringir nosso acesso a mercados de capitais internacionais.

As condições econômicas e de mercado em outros países de mercados emergentes, especialmente nos países da América Latina, podem influenciar o mercado de papéis emitidos por empresas brasileiras. Embora as condições econômicas nesses países possam ser significativamente diferentes das condições econômicas no Brasil, as reações dos investidores a desdobramentos nesses outros países pode ter efeito adverso sobre o valor de mercado de papéis de emitentes brasileiros. No rastro de problemas econômicos em vários países emergentes na última década e no início desta década (como a crise financeira asiática de 1997, a crise financeira russa de 1998 e a crise financeira argentina que teve início em 2001), os investidores consideraram investimentos em mercados emergentes com elevada cautela. Essas crises produziram um fluxo significativo de saída de dólares americanos do Brasil, afetando negativamente o preço de papéis emitidos por empresas brasileiras e levando as empresas brasileiras a custos mais elevados de obtenção de capital, tanto nacional quanto internacionalmente, e impedindo o acesso a mercados de capitais internacionais. Crises em outros países emergentes podem reduzir o entusiasmo dos investidores por papéis de emitentes brasileiros, incluindo nossos papéis, o que pode afetar adversamente o preço de mercado de nossas ações classe B e ADSs.

Mudanças em políticas fiscais brasileiras podem ter efeito adverso sobre nós.

O governo brasileiro tem mudado suas políticas fiscais de maneiras que afetam o setor elétrico e pode mudá-las novamente no futuro. Essas mudanças incluem alterações nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários relacionados a fins governamentais específicos. Algumas dessas medidas podem levar a aumento de tributos, e podemos ser incapazes de ajustar nossos preços de acordo, caso em que podemos ser afetados adversamente.

Riscos Relacionados a Nossas Operações

Somos controlados pelo Estado do Paraná, e a política governamental pode ter efeito adverso relevante sobre nós e nosso negócio.

Somos controlados pelo Estado do Paraná, que detém 58,6% de nossas ações ordinárias em circulação com direito a voto na data deste Relatório Anual, e cujos interesses podem ser diferentes dos demais acionistas. O Estado do Paraná tem o poder de controlar todas as nossas operações, incluindo o poder de:

• eleger a maioria de nossos conselheiros; e

• determinar o resultado de qualquer ação que requeira aprovação dos portadores de ações ordinárias, incluindo transações com partes relacionadas, reorganizações corporativas e as datas e o pagamento de quaisquer dividendos futuros.

Políticas sociais implementadas pelo Estado do Paraná podem ter efeito adverso relevante sobre nós e nosso negócio, nossos resultados operacionais, nossa condição financeira ou nossas perspectivas.

Dependemos em grande parte da economia do Estado do Paraná.

Nosso mercado para a maioria de nossas vendas de eletricidade está localizado no Estado do Paraná. Embora um mercado mais competitivo envolvendo possíveis vendas a clientes fora do Estado possa desenvolver-se no futuro, nosso negócio depende, e espera-se que continue a depender em grande medida, das condições econômicas do Paraná. Não podemos assegurar que as condições econômicas no Paraná nos serão favoráveis no futuro. O Produto Interno Bruto (PIB) do Paraná teve crescimento de 6,0% em 2007, superior ao PIB brasileiro, que foi de 5,4%.

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

Somos réus em várias ações judiciais, principalmente relativas a pretensões civis, administrativas, trabalhistas e tributárias. Os desfechos desses processos são incertos e, se nos forem desfavoráveis, podem resultar em obrigações que podem afetar adversamente de forma relevante nosso negócio e o valor das ações classe B e ADSs. Para informações adicionais, ver “Item 8. Informações Financeiras – Ações Judiciais”.

O desenvolvimento de projetos de geração de energia está sujeito a riscos substanciais.

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

desenvolvimento inicial quer após a construção ter começado, poderemos não ter condições de recuperar nosso investimento nele, o qual às vezes pode ser substancial.

Devemos obedecer a padrões mínimos de qualidade rigorosos.

De acordo com nosso contrato de concessão, devemos obedecer aos padrões mínimos de qualidade determinados pelo governo federal para a distribuição de energia elétrica, assim como atender a padrões mínimos para a melhoria de serviços. Se nosso desempenho ficar abaixo desses padrões, poderemos estar sujeitos a penalidades e multas. Em casos extremos, o governo federal pode nos impor a perda de nossa concessão.

Riscos Relacionados com o Setor Elétrico Brasileiro

As tarifas que cobramos por vendas de eletricidade a consumidores cativos são determinadas de acordo com um contrato de concessão com o governo brasileiro por intermédio da ANEEL, e nossas receitas operacionais podem ser afetadas adversamente se a ANEEL tomar decisões quanto a nossas tarifas que nos sejam desfavoráveis.

A ANEEL possui substancial poder discricionário para estabelecer as tarifas que cobramos de nossos consumidores. Nossas tarifas são determinadas de acordo com contratos de concessão com a ANEEL e estão sujeitas ao poder regulador da Agência.

Nosso contrato de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preços máximos que permite três tipos de ajuste tarifário: (1) o reajuste anual, (2) a revisão periódica e (3) a revisão extraordinária. Temos o direito de requerer o reajuste anual, que é concebido para compensar alguns efeitos da inflação sobre as tarifas e para repassar aos consumidores alguns encargos de nossa estrutura de custos que estão fora de nosso controle, como o custo da energia que compramos de algumas fontes e alguns outros encargos regulamentares, incluindo encargos pelo uso de instalações de transmissão. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cada quatro anos para identificar variações em nossos custos e definir um índice baseado em nossa eficiência operacional que será aplicado sobre o índice de nossos reajustes anuais, e cujo efeito é garantir que compartilhemos os benefícios de maiores economias de escala com nossos consumidores. Também temos o direito de requerer uma revisão extraordinária de nossas tarifas se custos imprevisíveis vierem a alterar significativamente nossa estrutura de custos.

Não podemos assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que nos sejam favoráveis. Além disso, se quaisquer desses reajustes não forem concedidos pela ANEEL de maneira pontual, nossa condição financeira e os resultados de nossas operações podem ser adversamente afetados.

Podemos enfrentar crescente concorrência que pode afetar adversamente nossa participação de mercado e nossas receitas.

Dentro de nossa área de concessão não enfrentamos concorrência na distribuição de energia elétrica a clientes residenciais, comerciais e industriais com suprimento em baixa tensão. Em vista de legislação recente aprovada em 1995 e 1998, entretanto, outros fornecedores podem agora oferecer eletricidade a consumidores de eletricidade de grande porte que atendam às exigências legais para qualificar-se como Consumidores Livres. Consumidores Livres são aqueles cuja demanda é igual ou maior que 3 MW em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV ou, no caso de consumidores que entraram no mercado a partir de julho de 1995, aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em qualquer nível de tensão. Além disso, consumidores com demanda superior a 500 kW em qualquer nível de tensão podem escolher seu fornecedor se sua energia for proveniente de: pequenas centrais

hidrelétricas, usinas eólicas, usinas de biomassa, ou sistemas de co-geração qualificada. Nossos eventuais concorrentes podem vir a oferecer a esses Consumidores Livres eletricidade a preços menores do que os que atualmente cobramos. Nosso negócio de distribuição não pode concorrer com esses fornecedores, pois não nos é mais permitido celebrar contratos com Consumidores Livres desde dezembro de 2004, embora nosso negócio de geração tenha mantido o direito de concorrer com esses fornecedores por Consumidores Livres. O aumento na concorrência por parte de outros fornecedores de energia que atendam a Consumidores Livres localizados em nossa área de concessão, juntamente com a adoção de novas normas destinadas a estimular a competição no setor de energia, pode afetar adversamente nossa participação de mercado e nossas receitas.

Nossos consumidores podem migrar da rede de distribuição para a rede de transmissão.

Certos consumidores podem ter o direito de se conectar diretamente à rede de transmissão, caso em que nossa unidade de distribuição deixa de receber tarifas de distribuição. O direito que temos de recuperar parte desse prejuízo pode não ser suficiente para cobrir nossos investimentos em distribuição e pode afetar adversamente nossas receitas e os resultados de nossas operações.

Períodos de escassez de eletricidade podem afetar nosso lucro operacional.

Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e as vazões dos rios, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica.

Em 2001, o Brasil sofreu severa escassez de capacidade de gerar energia elétrica. A crise deveu-se em grande medida à falta de investimento em geração de energia e à situação de seca em grande parte do País, que fizeram com que os níveis de água nas usinas hidrelétricas (que respondem por 88,3% da capacidade geradora do País) caíssem a menos de um terço da capacidade.

A fim de evitar a possibilidade de “apagões” em rodízio, em junho de 2001 o governo brasileiro baixou medidas destinadas à redução do consumo de eletricidade nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil em 20,0% em média e instituiu sobretaxas para os que não atingissem suas quotas de redução e recompensas para os que o fizessem. O Estado do Paraná e os demais Estados da região Sul não estiveram sujeitos a essas medidas porque a região não esteve sob condições de seca, o que permitiu que seus reservatórios mantivessem sua capacidade normal de operação. As restrições perduraram até 28 de fevereiro de 2002.

No futuro, se a capacidade de geração no Brasil não aumentar para suprir o crescimento da demanda, ou se houver escassez de águas, que afete a capacidade de operação de usinas hidrelétricas, o governo brasileiro pode adotar medidas adicionais para reduzir o consumo de energia no País, incluindo o Estado do Paraná. Tais medidas, se adotadas, podem ter efeito adverso relevante sobre nossas condições financeiras e os resultados de nossas operações.

Estamos sujeitos a abrangente legislação e regulamentação governamental e a importantes mudanças regulamentares que ainda estão sendo implementadas pelo governo brasileiro, e não podemos ter certeza quanto a seus efeitos sobre nosso negócio e sobre os resultados de nossas operações.

Somos uma grande companhia de eletricidade no Brasil que gera, transmite e distribui eletricidade a consumidores no Estado do Paraná. Nos últimos anos, o governo brasileiro tem implementado políticas que tiveram impacto profundo sobre o setor energético brasileiro e, particularmente, sobre o setor elétrico. A Lei nº. 10.848, conhecida como Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (“a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”), que regulamenta as operações das companhias no segmento de energia, foi promulgada

em 15 de março de 2004. A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi contestada perante o Supremo Tribunal Federal. Em 11 de outubro de 2006, por decisão majoritária, o Supremo Tribunal Federal confirmou a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Embora essa decisão não seja final, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permanece em vigor. Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for declarada, em todo ou em parte significativa, inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal brasileiro, o quadro regulamentar introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico pode mudar, gerando assim incerteza sobre como e quando o governo brasileiro introduzirá mudanças no setor elétrico.

O impacto sobre nosso negócio do processo judicial mencionado acima e possíveis reformas futuras no setor de energia são difíceis de prever e podem afetar adversamente nosso negócio e o resultado de nossas operações. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia—O Setor Elétrico Brasileiro—Reforma do Setor Elétrico”.

Podemos ser forçados a comprar energia no mercado “spot” para atender à demanda dos consumidores, e o preço de compra de energia no mercado “spot” pode ser substancialmente maior que o preço da energia sob nossos contratos de compra de energia de longo prazo.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os distribuidores de eletricidade, incluindo a Companhia, devem contratar por meio de licitações públicas conduzidas pela ANEEL 100.0% de sua demanda de eletricidade projetada para as respectivas áreas de concessão até cinco anos antes do efetivo fornecimento dessa energia. Se nossas projeções iniciais ficarem muito aquém da demanda efetiva de eletricidade, poderemos ser obrigados a cobrir a diferença com contratos de compra de eletricidade de curto prazo. Não podemos assegurar que nossas projeções iniciais da demanda de energia em nossa área de concessão de distribuição serão precisas e, se não o forem, podemos pagar preços significativamente mais altos no mercado spot para satisfazer nossas obrigações de distribuição de energia elétrica e sofrer algumas penalidades impostas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (a “CCEE”).

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

Em 2007, fornecemos eletricidade a 17 Consumidores Livres, que representam aproximadamente 4,8% de nossas receitas operacionais brutas de venda de energia e aproximadamente 3,7% do volume total de eletricidade vendido por nós. Menos de 1% dos megawatts vendidos sob contrato a esses consumidores devem vencer em 2008. Não podemos garantir que, após o vencimento desses contratos, os Consumidores Livres comprarão energia de nós.

Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos 33 clientes qualificados como Consumidores Potencialmente Livres. Não podemos garantir que, ao se tornarem Consumidores Livres, esses consumidores continuarão a comprar energia de nós. A perda de consumidores para outros fornecedores de energia que atendam Consumidores Livres diminuiria nosso fluxo de caixa e poderia afetar adversamente nossa participação de mercado.

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

Nossas atividades de distribuição, transmissão e geração estão sujeitas a abrangente legislação federal, estadual e municipal e a fiscalização pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus regulamentos e das exigências estabelecidas para a

manutenção de nossas licenças ambientais. Tais medidas podem incluir, entre outras, a imposição de multas e revogação de licenças. Regulamentos ambientais e de saúde mais rigorosos podem nos forçar a alocar investimentos de capital para cumpri-los e, em conseqüência, desviar recursos destinados a investimentos planejados. Tais desvios podem ter efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e sobre os resultados de nossas operações.

Mudanças nas leis e regulamentos emitidos pela ANEEL podem afetar adversamente a Companhia e outras empresas que operam no setor elétrico.

Nossas principais atividades comerciais estão sujeitas a regulamentação abrangente por várias autoridades reguladoras brasileiras, incluindo a ANEEL. A ANEEL tem o poder de regular e supervisionar vários aspectos de nosso negócio, incluindo o poder de nos obrigar a reduzirmos nossas tarifas ou a aumentarmos nossos investimentos. Se formos obrigados pela ANEEL a fazer investimentos de capital adicionais e não esperados e não formos autorizados a ajustar nossas tarifas de acordo, ou se a ANEEL modificar os regulamentos relativos a esse ajuste, podemos ser afetados adversamente.

Além disso, nossas atividades comerciais principais, a implementação de nossa estratégia de crescimento e a condução regular de nosso negócio podem ser afetados adversamente por medidas governamentais tais como:

• mudanças na legislação atual aplicável a nosso negócio;

• mudanças e/ou extinção de programas de concessão federais e estaduais;

• criação de critérios mais rígidos para qualificação em leilões públicos de energia futuros; e

• atraso na revisão e implementação de novas tarifas anuais.

Se formos obrigados a conduzir nosso negócio de maneira substancialmente diferente de nossas operações atuais, em razão de mudanças regulamentares, nossos resultados operacionais e financeiros podem ser afetados adversamente.

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

Conduzimos nossas atividades de distribuição, geração e transmissão conforme contratos de concessão assinados por nossas subsidiárias com o governo federal por meio da ANEEL. Os prazos de nossas concessões são de 30 a 35 anos e podem ser prorrogados mediante o cumprimento de certas condições. Caso deixemos de observar quaisquer dos termos de nossas concessões ou da legislação aplicável, a ANEEL pode nos impor penalidades, que podem incluir a imposição de multas substanciais (em certos casos, até 2% das receitas de uma concessionária no exercício fiscal imediatamente anterior a tal imposição) e restrições a nossas operações. A ANEEL também pode extinguir nossas concessões antes de seu vencimento se deixarmos de observar suas disposições, se for declarada nossa falência, se a Companhia for dissolvida ou se a ANEEL determinar, por meio de processo de desapropriação, que a extinção de nossa concessão é de interesse público. Se a ANEEL extinguir quaisquer de nossas concessões antes de seu vencimento, não poderemos operar o(s) segmento(s) de nosso negócio que eram autorizados pela concessão respectiva. Ademais, qualquer compensação que possamos receber do governo federal pela parte não amortizada de nosso investimento pode ser insuficiente para recuperarmos o valor integral de nosso investimento. Além disso, concessões para novos projetos de geração (como o de Mauá, em nosso caso) não são prorrogáveis, o que significa que em seu vencimento a concessionária deverá participar

novamente de licitação. A extinção antecipada ou a não-renovação de quaisquer de nossas concessões ou a imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL podem ter efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e sobre nossos resultados operacionais. Ver “O Setor Elétrico Brasileiro – Concessões".

Riscos relacionados com as ações classe B e ADSs

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

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

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

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

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

Embora a legislação brasileira imponha restrições a negociações com informações privilegiadas (insider trading ) e à manipulação de preços, os mercados de títulos mobiliários brasileiros não são tão altamente regulamentados e fiscalizados quanto os mercados de títulos mobiliários dos Estados Unidos ou os mercados de certas outras jurisdições. Além disso, as normas e políticas contra self-dealing e as relativas à proteção dos interesses dos acionistas minoritários podem ser menos bem elaboradas e cumpridas no Brasil do que nos Estados Unidos, o que pode potencialmente colocá-lo em desvantagem como portador de ações preferenciais e ADSs. Por exemplo, quando comparada com a lei geral de sociedades anônimas de Delaware, a legislação e a prática das sociedades anônimas no Brasil têm regras e precedentes judiciais menos detalhados e menos bem desenvolvidos para revisão de decisões gerenciais

contrárias ao dever de cuidar e ao dever de lealdade no contexto de reestruturações corporativas, transações com partes relacionadas e transações relativas à venda do negócio. Além disso, acionistas das companhias brasileiras devem deter 5.0% do capital acionário circulante de uma empresa para poderem impetrar ações derivadas, e acionistas de empresas brasileiras normalmente não podem impetrar ação coletiva.

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

Você não poderá exercer os direitos de preferência relacionados com as ações preferenciais classe B objeto das ADSs a menos que uma declaração de registro sob o United States Securities Act de 1933 e suas alterações (o ”Securities Act”) esteja em vigor com relação a esses direitos ou uma isenção quanto às exigências de registro do Securities Act esteja disponível. O Depositário não lhe oferecerá direitos como portador de ADSs a menos que os direitos estejam registrados sob disposições do Securities Act ou estejam sujeitos a isenção das exigências de registro. Não somos obrigados a arquivar uma declaração de registro com relação às ações ou outros títulos mobiliários relacionados com esses direitos, e não podemos assegurar que iremos arquivar qualquer declaração de registro. Em conseqüência, você poderá receber somente o produto líquido da venda de seus direitos de preferência pelo Depositário e, se os direitos de preferência não puderem ser vendidos, prescreverão. Se você não tiver condições de participar em ofertas de direitos, os montantes que você detém também podem diluir-se.

Se você trocar suas ADSs por ações classe B, você se arrisca a perder seu direito de remeter moeda estrangeira para o exterior e vantagens fiscais brasileiras.

A legislação brasileira exige que os interessados obtenham um certificado de registro no Banco Central a fim de serem autorizados a remeter moedas estrangeiras, incluindo dólares dos Estados Unidos, ao exterior. Para as ADSs, o custodiante brasileiro das ações classe B obteve o certificado necessário do Banco Central para os pagamentos de dividendos ou outras distribuições em dinheiro relacionadas com as ações preferenciais ou à alienação das ações preferenciais. Se você trocar suas ADSs pelas ações classe B por elas representadas, porém, você poderá contar com o certificado do custodiante por apenas cinco dias úteis a partir da data da troca. Depois disso você precisa obter o seu próprio certificado de registro ou registrar-se de acordo com as normas do Banco Central e da CVM, a fim de obter e remeter dólares americanos ao exterior decorrentes da alienação de ações classe B ou distribuições relacionadas com as ações preferenciais. Se você não obtiver um certificado de registro, você não poderá remeter dólares dos Estados Unidos ou outras moedas ao exterior e poderá estar sujeito a um tratamento fiscal menos favorável sobre os ganhos relativos às ações preferenciais.

Se você tentar obter seu próprio certificado de registro, você poderá incorrer em despesas ou sofrer demoras nesse processo que podem atrasar o recebimento de dividendos ou distribuições relacionados com as ações preferenciais ou o retorno de seu capital de forma oportuna. O certificado de registro do custodiante e qualquer certificado de registro de capital estrangeiro que você obtiver podem ser afetados por futuras mudanças na legislação. Restrições adicionais podem ser impostas no futuro à alienação das ações preferenciais classe B ou à repatriação do produto da alienação.

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

Você pode ser adversamente afetado pela imposição de restrições à remessa a investidores estrangeiros do produto dos investimentos deles no Brasil e à conversão de reais em moedas estrangeiras. O governo brasileiro impôs restrições à remessa, pela última vez, por um breve período em 1989 e início de 1990. A reimposição dessas restrições prejudicaria ou impediria a conversão de dividendos,

distribuições ou produto de venda de ações classe B, conforme o caso, de reais para dólares dos Estados Unidos ou outras moedas e a remessa desses fundos ao exterior. Não podemos assegurar que o governo brasileiro não tomará medidas similares no futuro.

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

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

Item 4. Informações sobre a Companhia

A COMPANHIA

Somos uma companhia de energia elétrica totalmente integrada, envolvida na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Estado brasileiro do Paraná, conforme concessões outorgadas pela agência reguladora do setor elétrico, a ANEEL. Também prestamos serviços de telecomunicações e outros serviços por meio de várias parcerias que mantemos.

Em 31 de dezembro de 2007, gerávamos eletricidade em 17 usinas hidrelétricas e uma termelétrica, com capacidade total instalada de 4.549,6 MW (da qual aproximadamente 99,6% é hidrelétrica). Incluindo a capacidade instalada de nossas parceiras em geração, nossa capacidade instalada total é de 5.151,3 MW. Nosso negócio de energia elétrica está sujeito a abrangente regulamentação pela ANEEL.

Detemos concessões para distribuir eletricidade em aproximadamente 98.2% dos 399 municípios do Estado do Paraná e no município de Porto União, no Estado de Santa Catarina. Em 31 de dezembro de 2007 possuíamos e operávamos 1.830 quilômetros de linhas de transmissão (parte dos ativos de 138 kV, os ativos de 230 kV e 525 kV) e 177.046 quilômetros de linhas de distribuição (138 kV e abaixo), constituindo a terceira maior rede de distribuição do Brasil. Da eletricidade que fornecemos a nossos consumidores finais em 2007, foram destinados:

• 38,7% a consumidores industriais;

• 25,7% a consumidores residenciais;

• 18,6% a consumidores comerciais; e

• 17,0% a consumidores rurais e outros.

O consumo industrial, incluindo os Consumidores Livres da COPEL Geração, respondeu por 38,7% de nossas vendas totais em 2007, um aumento de 7,5% em comparação com 2006. Esse aumento reflete o melhor desempenho econômico do estado do Paraná, liderado por resultados positivos nos setores agrícola, industrial e de serviços. As exportações do estado aumentaram 23,3%, lideradas por maiores vendas de soja, milho, automóveis e carne de frango.

Em 2007, o consumo residencial, que responde por 25,7% de nosso mercado de fornecimento, cresceu 6.6%, conforme demonstra a taxa de consumo por consumidor residencial, que alcançou 157,9 kWh/mês em 2007, número 3.6% maior que em 2006 (152,5 kWh/mês). Esse crescimento foi devido em grande parte ao aumento da renda da população, a menores taxas de juros, ao maior acesso ao crédito, com prazos mais longos, e ao fato de que as temperaturas médias em 2007 foram mais altas que as temperaturas médias de 2006.

O consumo comercial, que responde por 18,6% de nosso mercado de fornecimento, registrou taxa de crescimento de 9,2%, a taxa mais alta entre nossas principais classes de consumidores. Esse elevado consumo resultou da maior renda do consumidor final e de um número elevado de consumidores comerciais com alto consumo, incluindo supermercados e shopping centers. As temperaturas mais altas também levaram a um maior consumo comercial.

O consumo rural aumentou 6,3% em 2007 e respondeu por 7,6% de nossas vendas totais a consumidores finais. Esse crescimento resultou da recuperação das atividades agrícolas, conforme

demonstrado pela produção de soja e pela produção de milho, nas quais o Paraná é líder no Brasil. O consumo rural médio aumentou 4,7% em 2007 comparado com o ano anterior, alcançando 380,2 kWh/mês.

Os principais elementos de nossa estratégia de negócios incluem:

• ampliar nossos sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia;

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

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

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

• buscar eficiência de custos e inovação;

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

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

Histórico

Fomos criados em 1954 pelo Estado do Paraná para atuar na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, como parte do plano do Paraná de colocar o setor de energia elétrica sob controle estatal. No início da década de 70, adquirimos as principais empresas privadas do setor elétrico localizadas no Estado do Paraná. O período de 1970 a 1977 foi caracterizado por significativa expansão de nossas redes de transmissão e distribuição e pela conexão de nosso sistema com os de outros Estados brasileiros. Em 1979, uma mudança na legislação estadual nos permitiu expandir nossas atividades de geração para incluir produção de outras fontes além de usinas hidrelétricas. Somos atualmente a maior empresa no Estado do Paraná em nosso segmento (energia e afins). Somos uma sociedade anônima constituída e existente sob a legislação brasileira, sob o nome Companhia Paranaense de Energia – COPEL. Nossa sede está localizada na Rua Coronel Dulcídio, 800, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná, Brasil. O número do telefone de nossa sede é (55-41) 3322-3535.

Relacionamento com o Estado do Paraná

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

Estrutura Corporativa

Antes de 2001, a COPEL era uma companhia integrada que atuava na geração, transmissão e distribuição de energia e atividades correlatas. Para facilitar a nossa privatização e o ajuste às modificações do regime normativo, transferimos nossas operações para quatro subsidiárias integrais – de geração, transmissão, distribuição e telecomunicações – e nossos investimentos em outras empresas para uma quinta subsidiária integral, de participações. Essa reestruturação corporativa foi concluída em julho de 2001.

Recentemente, para cumprir com a legislação do setor elétrico, transferimos os ativos da COPEL Transmissão para a COPEL Distribuição (69 kV e 138 kV) e para a COPEL Geração (uma pequena parte de nossos ativos de 138kV e todos nossos ativos de 230 kV e acima), mudando o nome desta para COPEL Geração e Transmissão S.A. (a “COPEL Geração e Transmissão”).

Copel

Copel Copel Distribuição Copel Participações Copel Geração Telecomunicações 100% 100% e 100% Transmissão 100%

Elejor* Compagas* Braspower 70% 51% 49% Ceopar 70% Carbocampel* Copel Amec Foz do Chopim 49% 48% 36%

Sercomtel Escoelectric UEG Araucária 45% 40% 80%

Ceopar D. Francisca Dominó Hold 30% 23% 45%

* parcela do capital com direito a voto Negócios

Em 2007, produzimos 42,8% da nossa disponibilidade de energia. Além da energia que produzimos, somos obrigados, como outras empresas de distribuição brasileiras, a adquirir energia da Itaipu Binacional (“Itaipu”) em volume determinado pelo Governo Federal com base na nossa participação no mercado brasileiro de energia . Itaipu é a maior usina hidrelétrica em operação no mundo, com capacidade instalada de 14.000 MW. De acordo com um Tratado entre o Brasil e o Paraguai de 1973, o Brasil adquire a maior parte da eletricidade gerada por Itaipu. O quadro seguinte mostra as fontes e usos da eletricidade que fornecemos durante 2007. Exceto as percentagens, os valores estão expressos em GWh. A classificação de nossas vendas de energia é baseada na estrutura normativa discutida em “—O Setor Elétrico Brasileiro”.

Distribuição direta 18.523 ( 97,5 %)

Contratos com Distribuidores noParaná 474 ( 2. 5 %)

Energia vendida no Paraná 18.996 ( 44,9 %)

Geração Própria 18.134 (42,8%) Disponibilidade 42.325 Outras vendas de energia Consumidores livres 1.462 Energia Adquirida Contratos bilaterais 3.945 Leilões - Subsidiárias 1.203 Leilões - Outros 10.737 Itaipu 4.666 MRE/CCEE 2.927 Leilões – Subsidiárias 1.203 20.274 (47,9 %) Leilões - Outros 11.850 Itiquira 912 CI EN 1.533 MRE/CCEE 1.777 Outros 2.250 Perdas/Diferenças 3.055 ( 7,2 %) 24.191 ( 57,2 )%

A tabela seguinte mostra a eletricidade total que geramos, que adquirimos de Itaipu e que adquirimos de terceiros no período de 2003 a 2007.

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005 2004 2003 (GWh) Eletricidade que geramos ...... 18.134 10.358 18.436 19.121 16.598 Eletricidade que adquirimos de Itaipu...... 4.666 4.665 4.683 4.609 5.678 Leilões – CCEAR - Subsidiárias...... 1.203 1.038 891 0 0 Leilões – CCEAR - Outros 11.850 10.294 7.338 0 0 Eletricidade que adquirimos de terceiros (1) ...... 6.472 12.877 7.787 5.805 7.286 Total...... 42.325 39.232 39.135 29.535 29.562 ______(1) Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue.

A tabela seguinte mostra a eletricidade total que vendemos a consumidores finais, a distribuidores e a outras concessionárias no sul do Brasil por meio da rede de transmissão conhecida como Sistema Interligado Sul-Sudeste (o “Sistema Elétrico Interligado”), que interliga os Estados das regiões Sul e Sudeste do Brasil.

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005 2004 2003 (GWh) Eletricidade fornecida a consumidores finais (incluindo Consumidores Livres) (2) ...... 19.984 18.691 18.696 18.736 18.782 Eletricidade fornecida a distribuidores no Paraná...... 474 457 450 484 468 Eletricidade fornecida a distribuidores de outros Estados mediante Contratos Iniciais...... 0 0 35 70 105 Contratos Bilaterais...... 3.945 4.287 3.778 4.134 2.410

Leilões – CCEAR - Subsidiárias...... 1.203 1.038 891 0 0 Leilões – CCEAR - Outros 10.737 10.136 7.597 0 0 Eletricidade fornecida ao Mercado Atacadista de Energia e ao Sistema Elétrico Interligado (1) ...... 2.927 1.814 4.417 4.101 6.199 Subtotal...... 39.270 36.423 35.864 27.525 27.964 Perdas ...... 3.055 2.809 3.271 2.010 1.598 Total...... 42.325 39.232 39.135 29.535 29.562

______(1) Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue. (2) Inclui Consumidores Livres.

Geração e Aquisições de Energia

Instalações de Geração

Em 31 de dezembro de 2007, operávamos 17 usinas hidrelétricas e uma termelétrica, com capacidade instalada total de 4.549,6 MW. Em 31 de dezembro de 2007, também detínhamos 100% da Centrais Eólicas do Paraná Ltda. (70% por meio da COPEL Geração e Transmissão e 30% por meio da COPEL Participações), uma usina eólica com capacidade instalada total de 2,5 MW. Produzimos eletricidade quase exclusivamente através de nossas usinas hidrelétricas. Nossa energia assegurada, que representa a nossa produção potencial total mínima, totalizou 17.175 GWh em 2007. Nossa geração efetiva em cada ano difere de nossa energia assegurada, em razão de condições hidrológicas e de outros fatores. Geramos 18.134 GWh em 2007, 10.358 GWh em 2006 e 18.436 GWh em 2005. A geração de energia elétrica em nossas usinas hidrelétricas é supervisionada e coordenada por nosso Centro de Operação da Geração em Curitiba, que é responsável pela coordenação da operação de aproximadamente 99,2% de nossa capacidade instalada total.

A tabela seguinte apresenta algumas informações relativas às nossas principais usinas em operação em 31 de dezembro de 2007.

Energia Capacidade Assegurada Posta em Término da Tipo Usina Instalada (1) serviço Concessão (MW) (GWh/ano) Hidrelétrica Gov. Bento Munhoz da 1.676 5.059 1980 2023 Rocha Netto Hidrelétrica Gov. Ney Aminthas de 1.260 5.297 1992 2009 Barros Braga Hidrelétrica Gov. Jose Richa 1.240 5.314 1999 2010 Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato 260 957 1970 2015 Parigot de Souza Eólica Centrais Eólicas do 2,5 N/A 1999 2029 Paraná Hidrelétrica Guaricana 36 119 1957 2026 Hidrelétrica Chaminé 18 102 1930 2026 Termelétrica Figueira 20 123 1963 2019 ______(1) Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda.

Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) . A usina hidrelétrica Governador Bento Munhoz da Rocha Netto está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 350 km a sudoeste da cidade de Curitiba. Ela começou a operar plenamente em 1981.

Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) . A usina hidrelétrica Governador Ney Aminthas de Barros Braga está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 370 km a sudoeste da cidade de Curitiba. Ela começou a operar plenamente em 1993.

Governador José Richa (Salto Caxias). A usina hidrelétrica Governador José Richa está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 600 km a sudoeste da cidade de Curitiba. Começamos sua construção em 1994 e colocamos a última unidade geradora em operação em outubro de 1999.

Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira) . A usina hidrelétrica Governador Pedro Viriato Parigot de Souza é a maior usina hidrelétrica subterrânea do Brasil. O reservatório está localizado no rio Capivari, aproximadamente 50 km ao norte da cidade de Curitiba, e a usina está localizada no rio Cachoeira, aproximadamente 110 km a nordeste da cidade de Curitiba. Ela começou a operar plenamente em 1972.

Centrais Eólicas do Paraná. A Centrais Eólicas do Paraná Ltda. é uma empresa constituída em dezembro de 1998 para instalar e operar a primeira usina eólica no Sul do Brasil, que compreende cinco conversores de energia eólica de 500 KW, o que representa uma capacidade instalada de 2,5 MW. A usina gera 4,84 GWh por ano e está em operação desde fevereiro de 1999. Investimos R$ 1,2 milhão na construção da usina, que custou, no total, R$ 4 milhões. Em 6 de setembro de 2007, a Wobben WindPower Indústria e Comércio Ltda. assinou contrato com a COPEL Geração para vender sua participação de 70% na Centrais Eólicas do Paraná Ltda. à COPEL Geração por R$ 2.1 milhões. Atualmente detemos 100% do capital total emitido e em circulação da Centrais Eólicas do Paraná Ltda.

As usinas de Guaricana, Chaminé e Figueira, junto com nossas outras 11 usinas (Marumbi, Apucaraninha, Mourão, Derivação do Rio Jordão, São Jorge, Chopim I, Rio dos Patos, Cavernoso, Pitangui, Salto do Vau e Melissa), possuem capacidade instalada total de 113,6 MW.

A tabela a seguir apresenta informações sobre alguns projetos de geração em que possuíamos participação em 31 de dezembro de 2007:

Nosso Capacidade Energia Entrada em Percentual de Vencimento Tipo Usina Instalada Assegurada Operação Participação da Concessão (MW) (GWh/ano) Hidrelétrica Dona 125,0 700,8 Fevereiro de 23,03% 2033 Francisca 2001 Hidrelétrica Foz do 29,1 188,0 Outubro de 35,77% 2030 Chopim 2001 Hidrelétrica Elejor 246,3 1.229,0 Julho de 2005 70,0% 2036 (Santa Clara e Junho de 2006 Fundão) Termelétrica Araucária 484,5 N/D Setembro de 80,0% 2029 2006

Dona Francisca. Possuímos participação de 23.03% do total das ações ordinárias emitidas e em circulação da Usina Hidrelétrica de Dona Francisca (Dona Francisca Energética S.A.) (“Dona Francisca”), que está localizada no rio Jacuí, no Estado do Rio Grande do Sul. O capital social está dividido entre a Gerdau S.A., com participação de 51,82%, a Celesc S.A., com participação de 23,03%, e a Desenvix, com participação de 2.12%. A construção da usina de Dona Francisca começou em agosto de 1998, e a operação comercial começou em fevereiro de 2001. O balanço da Dona Francisca Energética S.A. em 31 de dezembro de 2007 reflete exigíveis no valor total de R$ 220,4 milhões, dos quais R$ 139 milhões dizem respeito a empréstimos cedidos pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento e pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (o “BNDES”), um banco de desenvolvimento brasileiro de propriedade do governo federal. Os empréstimos estão garantidos por ações da Dona Francisca Energética S.A.. Em 2004, a Usina de Dona Francisca assinou contrato de compra de energia com a COPEL Geração no valor anual de R$ 51,5 milhões, com vigência prevista até março de 2015, que obriga a COPEL Geração a adquirir 100,0% da energia gerada em Dona Francisca. Esse contrato foi ratificado pela ANEEL em 29 de dezembro de 2004.

Foz do Chopim. A Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim está localizada no rio Chopim, no Estado do Paraná, e foi construída sobre a estrutura já existente da Usina Júlio de Mesquita, que não se encontra mais em atividade. Possuímos 35,77% do capital social emitido e em circulação da Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim, e a Silea Participações Ltda. detém os 64,23% restantes. A usina possui capacidade instalada de 29,07 MW. O investimento necessário para construir a usina foi de R$ 51,4 milhões. A primeira unidade geradora entrou em operação em 25 de outubro de 2001 e a segunda em 8 de dezembro de 2001.

Santa Clara e Fundão. As usinas hidrelétricas de Santa Clara e Fundão consistem em duas unidades geradoras localizadas no rio Jordão, no Estado do Paraná. A capacidade instalada total das duas usinas é de 240 MW. Outras duas unidades menores de geração hidrelétrica também estão instaladas no mesmo local e fornecem uma capacidade instalada adicional de 6 MW. A Centrais Elétricas Rio Jordão (a “ELEJOR”) assinou o contrato de concessão de 35 anos para o complexo de Santa Clara e Fundão em outubro de 2001. Os trabalhos de construção das usinas começaram em dezembro de 2002 e em abril de 2004, respectivamente. Em setembro de 2004, depois de obter todas as autorizações governamentais necessárias, adquirimos 30,0% do capital com direito a voto da ELEJOR, no valor de aproximadamente R$ 40 milhões. Essas ações eram anteriormente da Triunfo Participações. A Usina de Santa Clara começou a operar em julho de 2005 e adicionou 60 MW à energia total disponibilizada pela Companhia. Em setembro de 2005, a capacidade instalada da Usina de Santa Clara aumentou em 60 MW. A Usina de Fundão começou a operar em julho de 2006, adicionando 120 MW à energia total disponível para nós. Em 31 dezembro de 2007, possuíamos 70,0% das ações ordinárias, e a PaineraPar detinha os 30% restantes das ações ordinárias da ELEJOR.

A ELEJOR deve pagar ao governo federal pelo uso de recursos hidrelétricos, do sexto ao fim do trigésimo-quinto ano de sua concessão, montantes anuais de R$ 19 milhões, em prestações mensais, a partir de 25 de outubro de 2006. Esses montantes são corrigidos monetariamente, em regime anual, pelo índice IGP-M. Em 2007, o valor agregado de pagamentos da concessão efetuados pela ELEJOR ao Governo Federal foi de R$ 33.5 milhões.

Em setembro de 2002, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás (a “Eletrobrás”), uma companhia controlada pelo governo brasileiro, assinou um acordo de acionistas com a ELEJOR, segundo o qual a Eletrobrás se obriga a subscrever 59.900.000 ações preferenciais classe B a serem emitidas pela ELEJOR. A ELEJOR se obriga a adquirir as ações preferenciais classe B da Eletrobrás em 32 parcelas trimestrais (ajustadas pelo IGP-M mais 12,0% de juros ao ano), a partir de 24 meses a contar do início da operação comercial do projeto.

O custo de construção total das usinas de Santa Clara e Fundão foi de R$ 521,5 milhões, que foram financiados da seguinte maneira: (i) R$ 255,6 milhões foram obtidos por meio de empréstimo firmado em 28 de abril de 2005 com o BNDES; (ii) R$ 72,9 milhões foram financiados pela Eletrobrás por meio da aquisição de aproximadamente 59.900.000 ações preferenciais classe B da ELEJOR, conforme descrito acima; (iii) R$ 49,08 milhões foram financiados por nós; e (iv) R$ 21,05 milhões foram financiados pela PaineraPar. O saldo está sendo financiado pelo fluxo de caixa gerado pelas usinas.

Assinamos um contrato de compra de energia com a ELEJOR que prevê que nós compraremos toda a energia produzida pelas usinas de Santa Clara e Fundão por uma tarifa fixa, corrigida anualmente pelo IGP-M.

Araucária. A UEG Araucária foi constituída em abril de 1998 para construir a Usina Termelétrica de Araucária, no município de Araucária (localizado na região metropolitana de Curitiba). A El Paso Empreendimentos e Participações Ltda. (a “El Paso”), controlada por uma subsidiária da El Paso Corporation, detinha 60% do capital da UEG Araucária, a Petrobrás detinha 20%, e nós detínhamos 20%. A usina foi concluída em setembro de 2002, com capacidade líquida de 484,3 MW, mas começou a operar em setembro de 2006. Ela é movida a gás natural e é licenciada pela ANEEL para operar como produtora independente de energia. Em 30 de maio de 2006, assinamos acordo com a UEG Araucária para encerrar certas disputas jurídicas entre os acionistas quanto à Usina de Araucária. Sob esse acordo, concordamos em adquirir toda a participação pertencente à El Paso Empreendimentos e Participações Ltda. na UEG Araucária por U.S.$ 190 milhões.

Em 28 de dezembro de 2006, o Contrato de Locação da Usina Termelétrica de Araucária (o "Contrato de Locação") foi assinado pela UEG Araucária e pela Petrobras. Esse contrato vence em 30 de junho de 2008, mas pode ser prorrogado por acordo mútuo por até 6 meses. O Contrato de Locação estabelece um aluguel mensal, que visa cobrir todos os custos e encargos devidos pela UEG Araucária e é composto por uma parcela fixa mensal e por uma parcela variável mensal. O valor da parcela fixa mensal será de R$ 14,16 por MWh multiplicado pela potência de referência (428,35 MW) e pelo número de horas do mês. O valor da parcela variável mensal, de R$ 35,85 por MWh, será calculado em função da energia efetiva gerada.

Na mesma data também foi assinado Contrato de Prestação de Serviços de Operação e Manutenção da UEG Araucária entre a COPEL Geração e a Petrobras, com vigor até 31 de dezembro de 2008 ou até o término do Contrato de Locação, o que ocorrer primeiro. O valor mensal pago ao prestador do serviço é de R$ 6.31 por MWh multiplicado pela potência de referência (428,35 MW) e pelo número de horas do mês.

Expansão da Capacidade Geradora

Esperamos investir R$ 144.6 milhões em 2008 na expansão de nossa capacidade geradora, em nossas instalações próprias e por meio de parcerias em empreendimentos de geração.

Possuímos participações em vários empreendimentos de geração, e a energia que esses projetos gerarão aumentará significativamente nossa capacidade de geração no futuro. A tabela seguinte apresenta informações a respeito de nossos principais empreendimentos de geração planejados para o período de 2008 a 2011.

Capacida Nosso de Energia Custo Início de Percentual Instalada Assegurada Estimado de Operação de Usina Estimada Estimada (1) Construção (Previsto) Participação Situação (milhões de (MW) (GWh/ano) R$)

Mauá...... 362 1.732 991,3 Janeiro de 2011 51,0% Concessão outorgada

São Jerônimo ...... 331 1.450 510,0 (2) não definido 41,2% Concessão outorgada

______(1) Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda. (2) Em outubro de 2002.

Mauá. Em outubro de 2006, um consórcio que firmamos com a Eletrosul (no qual possuímos participação de 51% e a Eletrosul, de 49%) recebeu a concessão para construir e operar a usina hidrelétrica de Mauá, no Rio Tibagi, no Estado do Paraná. A usina de Mauá terá capacidade instalada mínima de 350 MW. Uma pequena central hidrelétrica também será construída, adicionando 12 MW de capacidade instalada ao projeto, para uma capacidade instalada total de 362 MW. A licença ambiental necessária foi obtida em 24 de março de 2008, e o início da construção da usina está previsto para o primeiro semestre de 2008. O início da geração comercial está previsto para janeiro de 2011. A geração total da usina (192 MW médios) está comprometida sob contrato de 30 anos, ao preço de R$ 112,96/MWh, com suprimento a partir de janeiro de 2011.

São Jerônimo. A Usina Hidrelétrica de São Jerônimo estará localizada entre os municípios de Tamarana e São Jerônimo da Serra, no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A usina, cuja estrutura futura incluirá uma barragem de 105 m, foi projetada para ter duas unidades geradoras com capacidade instalada total de 331 MW. Não se sabe quando a construção dessa usina começará. Há uma série de questões a serem resolvidas antes que a construção possa começar, a mais significativa delas sendo a necessidade de obtenção de permissão do Congresso Brasileiro para o início da construção, pois a usina se localizará em área indígena.

Projetos Propostos

Estamos participando de várias iniciativas privadas para o estudo da viabilidade técnica, econômica e ambiental de alguns projetos de geração. Esses projetos de geração propostos somariam 316 MW de capacidade instalada. A tabela a seguir apresenta informações a respeito desses projetos de geração propostos.

Capacidade Energia Instalada Assegurada Nosso Percentual Tipo Projeto Estimada Estimada Custo Orçado de Participação (em milhões de (MW) (GWh/ano) R$) Hidrelétrica Rio Cavernoso 19 92 77 (1) 100% Hidrelétrica Rio Areia 30 149 69 (2) 30,0% Hidrelétrica Rio Chopim 123 598 184 (2) 15,0% Termelétrica Figueira 144 1.060 470 (3) 100,0% ______(1) Custo estimado em dezembro de 2006. (2) Custo estimado em abril de 2002. (3) Custo estimado em agosto de 2007.

Compras

Itaipu

Adquirimos 4.666,4 GWh de eletricidade de Itaipu em 2007, o que constituiu 11% de nossa disponibilidade total de eletricidade em 2007. Nossas compras representaram aproximadamente 8% do fornecimento de Itaipu ao Brasil. As concessionárias de energia elétrica que operam mediante concessões nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil são obrigadas por lei a adquirir a porção brasileira da energia gerada por Itaipu proporcionalmente ao volume de eletricidade que elas historicamente têm fornecido aos clientes. As tarifas pelas quais essas companhias são obrigadas a comprar energia de Itaipu são fixadas para cobrir as despesas operacionais de Itaipu e o pagamento do principal e juros dos empréstimos de Itaipu em dólares americanos, assim como o custo de transmissão até suas áreas de concessão. A tarifa de Itaipu é expressa em dólares americanos.

Em 2007, pagamos uma tarifa média de R$ 82,59 por MWh pela energia adquirida de Itaipu, contra R$ 71,88 por MWh durante 2006. Esses números não incluem a tarifa de transmissão que as companhias de distribuição devem pagar pela transmissão de energia de Itaipu.

CIEN

Celebramos dois Contratos de Aquisição de Capacidade Firme e Energia Associada em 13 de dezembro de 1999 com a CIEN (os “Contratos com a CIEN”). A CIEN é controlada pela Endesa, uma companhia internacional de energia com sede na Espanha. Ela foi criada em 1999 para construir duas linhas de transmissão entre a Argentina e o Brasil e obteve financiamento de um consórcio de bancos. Uma linha de transmissão começou a operar em maio de 2002 e a outra em agosto de 2002. A partir dessas datas, respectivamente, os Contratos com a CIEN originalmente nos obrigavam a adquirir um total de 800 MW sob a modalidade take or pay, mas nós os renegociamos em 2003 para reduzir a capacidade agregada a ser adquirida por nós para 400 MW até 2015 a preços determinados com base no preço de referência fixado no contrato mais reajustes pela inflação e variações cambiais. Com base no preço inicialmente vigente, o montante anual agregado exigível, antes da indexação, seria de R$ 332 milhões por ano, de 2003 a 2015.

Em 2 de janeiro de 2007, firmamos aditivos aos Contratos com a CIEN, reduzindo de 400,0 MW médios para 175 MW médios o total de energia contratada, para fornecimento até 31 de dezembro de 2007. Essa redução foi resultado de uma lei argentina que limita as exportações de energia daquele país. O déficit em nosso negócio de distribuição causado pela redução nos Contratos com a CIEN não foi totalmente compensada, uma vez que a COPEL Distribuição teve de adquirir energia adicional no mercado spot . O Ministério das Minas e Energia (o “MME”), entretanto, permitiu o repasse para a tarifa dos custos incorridos na compra desses volumes adicionais de energia. Em 2007 registramos R$ 111,2 milhões em energia adquirida da CIEN.

Especificamente, para a recomposição da energia descontratada junto à CIEN, adquirimos no Leilão A-1 realizado em 14 de dezembro de 2006 159 MW para o período de 2007 a 2014, a R$ 104,74/MWh. Por força dos aditivos aos Contratos com a CIEN, revertemos, no primeiro trimestre de 2007, R$ 100,9 milhões de uma provisão para pagamento de saldos sob os contratos alterados, que estão agora liquidados. Além disso, adquirimos 23,5 MW no leilão realizado em setembro de 2007 para complementar nossos contratos de suprimento para 2008.

Outros Fornecedores

Em 2007, adquirimos 13.053 GWh de eletricidade por meio de leilões no mercado regulado, dos quais 11.850 GWh foram adquiridos de outras concessionárias e 1.203 GWh foram adquiridos de nossa própria subsidiária. Essa energia representa 54% da eletricidade total que adquirimos. Para mais informações sobre o mercado regulado e o mercado livre, ver “—O Setor Elétrico Brasileiro—A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico".

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

Fonte: 2007 2006 2005 Volume (GWh)...... 4.666 4.665 4.683 Itaipu Custo (milhões de R$)...... 385,4 335,4 464,4 Tarifa Média (R$/MWh) ...... 82,59 71,88 99,17 Volume (GWh)...... 1.533 3.504 3.504 CIEN Custo (milhões de R$)...... 111,2 227,4 309,3 Tarifa Média (R$/MWh) ...... 72,53 64,89 88,28 Volume (GWh)...... 11.850 10.293 7.338 Leilões (1) Custo (milhões de R$)...... 845,1 654,1 430,6 (Mercado Regulado) Tarifa Média (R$/MWh) ...... 71,32 63,55 58,69 (1) Não inclui a energia negociada entre as subsidiárias da COPEL.

Transmissão e Distribuição

Geral

A eletricidade é transferida das usinas para os clientes através de sistemas de transmissão e distribuição. Transmissão é a transferência de grandes volumes de eletricidade das instalações geradoras aos sistemas de distribuição por meio de uma rede nacional principal de transmissão (a “Rede Principal de Transmissão”). Distribuição é a transferência de eletricidade do sistema de transmissão aos consumidores finais.

A tabela seguinte apresenta informações relativas aos nossos sistemas de transmissão e distribuição nas datas indicadas.

Em 31 de dezembro (1) 2007 2006 2005 2004 2003 Linhas de transmissão e subtransmissão(km) 230 kV e 525 kV...... 1.822,0 1.739,8 1.737,0 1.736,9 1.736,9 l38 kV ...... 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8 Linhas de distribuição (km): l38 kV ...... 4.290,7 4.238,5 4.056,3 4.056,1 4.036,9 88 kV...... 58,2 58,2 58,2 58,2 58,2 69 kV...... 1.173,2 1.166,1 1.137,2 1.137,2 1.137,2 23 kV a 44 kV...... 76.524,7 74.460,8 74.156,7 74.156,7 85.870,5 13,8 kV a 23 kV...... 94.999,7 91.296,6 91.419,3 91.419,3 79.296,5 Capacidade de transformação (MVA) Subestações de transmissão ...... 16.702,2 (2) 16.043,9 15.168,9 15.085,6 15.043,9

Subestações elevadoras de geração ...... 5.004,1 5.004,1 5.004,1 5.004,1 5.004,1 Subestações de distribuição ...... 1.624 1.624 1.434 1.467,0 1.420,0 Transformadores de distribuição (MVA)...... 8.216,4 6.651 6.651 6.650 6.629,0 Perdas totais de energia...... 7,2% 7,2% 8,3% 6,8% 5,4% ______(1) para cumprir com a legislação do setor elétrico, transferimos os ativos da COPEL Transmissão para a COPEL Distribuição (69 kV e 138 kV) e para a COPEL Geração (uma pequena parte de nossos ativos de 138kV e todos nossos ativos de 230 kV e acima), mudando o nome desta para COPEL Geração e Transmissão.

(2) Neste valor estão incluídas as subestações de 69 kV e 138 kV que foram transferidas para a Copel Distribuição S/A, bem como os transformadores com tensões primárias de 69 kV e 138 kV que pertencem à Copel Distribuição S/A mas estão instalados nas subestações de 230 kV e 525 kV da Copel Geração e Transmissão S/A.

Transmissão

Operamos instalações de transmissão de uma pequena parte de nossos ativos de 138kV e todos nossos ativos de 230 kV e acima, usadas para transmitir a energia que geramos e a energia que recebemos de outras fontes. Além de usar as linhas de transmissão para fornecer energia a clientes no Estado do Paraná, transmitimos energia através do Sistema Elétrico Interligado. Duas companhias pertencentes ao Governo Federal, a Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. – Eletrosul (a “Eletrosul” ) e Furnas Centrais Elétricas S.A. - Furnas (“Furnas”), também mantêm sistemas de transmissão significativos no Estado do Paraná. Furnas é responsável pela transmissão de eletricidade de Itaipu, enquanto o sistema de transmissão da Eletrosul interliga os Estados do Sul do Brasil. A COPEL e as outras companhias que possuem instalações de transmissão são obrigadas a permitir que terceiros utilizem suas instalações de transmissão mediante pagamento das tarifas cabíveis. A ANEEL fixa as tarifas de uso da Rede Principal de Transmissão.

A construção de sistemas de transmissão de 230 kV e superiores são leiloados ou autorizados pela ANEEL. Os vencedores de tais leilões ou os que forem autorizados pela ANEEL devem construir, operar e manter as novas instalações, percebendo uma taxa anual dos usuários de acordo com normas baixadas pela ANEEL. Estamos autorizados pela ANEEL a efetuar pequenas melhorias em algumas das instalações existentes de 230 kV e 525 kV.

Em 2007, reforçamos nosso sistema de transmissão com a construção de duas novas subestações, cada uma com tensão de 230 kV.

Distribuição

Nosso sistema de distribuição consiste de uma rede ampla de linhas aéreas e subestações com tensões de até 138 kV. Os consumidores industriais são atendidos em níveis de tensão mais altos e os consumidores residenciais, comerciais e outros em níveis de tensão mais baixos. Em 31 de dezembro de 2007, fornecíamos eletricidade a uma área geográfica que abrangia 98% do Paraná e atendíamos a mais de 3,4 milhões de consumidores.

Os consumidores residenciais, que representam 25,7% do nosso mercado de fornecimento de energia, consumiram 5.143 GWh em 2007 – um aumento de 6,6% em relação ao consumo residencial de 2006. Os consumidores industriais, que representam 38,7% do nosso mercado de energia, consumiram 7.740 GWh em 2007 – um aumento de 7,5% em relação ao consumo industrial de 2006.

Nossa rede de distribuição inclui 171.524 km de linhas de distribuição, nas tensões de até 44 kV, 322.115 transformadores de distribuição e 236 subestações de distribuição de 34,5 kV. Em 2007 foram feitas 91.747 novas ligações, incluindo consumidores ligados por meio dos programas de eletrificação rural e urbana. Continuamos implementando redes compactas de distribuição em áreas urbanas com grande concentração de árvores perto das redes de distribuição.

Possuímos 34 consumidores diretamente supridos em alta tensão (69 kV e acima) mediante conexões com nossas linhas de distribuição. Esses consumidores foram responsáveis por aproximadamente 6,3% de nosso volume total de energia vendido em 2007.

Somos responsáveis de expandir nossa rede de transmissão de 138kV e 69kV dentro de nossa área de concessão.

Desempenho do Sistema

Determinamos as perdas de energia de nosso sistema de distribuição separadamente das perdas de nosso sistema de transmissão. A taxa de perdas na distribuição é geralmente maior do que a taxa de perdas na transmissão para a maioria das empresas de eletricidade brasileiras. Algumas empresas brasileiras calculam as perdas como uma porcentagem da eletricidade transportada tanto através da rede de transmissão quanto da rede de distribuição, o que tem o efeito de reduzir sua taxa de perdas declaradas. Excluímos o Sistema Elétrico Interligado e as linhas de transmissão operadas por subsidiárias da Eletrobrás para calcular a taxa de perdas. Acreditamos que o nosso enfoque para apurar as perdas de energia fornece uma medida mais precisa do desempenho de nosso sistema.

Nossas perdas de energia totalizaram 7,2% da energia disponível em 2007. De nossas perdas de energia em 2007, 64% ocorreram durante a distribuição de energia, e 36% durante sua transmissão.

Em 2007, os dois índices pelos quais medimos nosso desempenho - a duração e a freqüência de interrupções por consumidor – permaneceram estáveis em relação aos indicadores de 2006.

Informações sobre a duração e freqüência de interrupções para nossos clientes nos anos indicados são apresentadas na tabela seguinte:

Exercício encerrado em 31 de dezembro Índice de Qualidade do Fornecimento 2007 2006 2005 2004 2003 DEC - Duração de interrupções por consumidor por ano (em horas) ...... 14h 40 min 14h 48 min 13h 28 min 14h 02min 18h 53min FEC - Freqüência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções) ...... 13,27 13,65 13,51 14,18 16,54

Vendas a Consumidores Finais

Em 2007, fornecemos aproximadamente 97% da energia distribuída diretamente a consumidores cativos no Paraná. Nossa área de concessão inclui mais de 3,4 milhões de clientes localizados no Paraná e em um município do Estado de Santa Catarina, ao sul do Paraná. Também vendemos energia a 17 Consumidores Livres, três dos quais estão localizados fora de nossa área de concessão. Em 2007, o consumo total de energia em nossa área de concessão incluindo os Consumidores Livres foi de 19.984 GWh, contra 18.691 GWh em 2006. Os consumidores residenciais, que respondem por 25,7% da energia fornecida a consumidores finais, consumiram 5.143 GWh em 2007 – um aumento de 6,6% em relação a 2006. Os consumidores industriais, que respondem por 38,7% da energia fornecida a consumidores finais, consumiram 7.740 GWh em 2007 – um aumento de 7,5% em relação ao consumo industrial de 2006. A tabela seguinte apresenta informações sobre os volumes de energia vendidos a diferentes classes de compradores e as receitas dessas vendas (em milhões de reais) para os períodos indicados.

Exercício encerrado em 31 de dezembro Categorias de compradores 2007 2006 2005 2004 2003 (em (em (em (em (em milhões milhões milhões milhões milhões (GWh) (3) de R$) (GWh) (3) de R$) (GWh) (3) de R$) (GWh) (3) de R$) (GWh) (3) de R$) Industrial ...... 7.740 1.934,1 7.200 1.751,7 7.639 1.649,2 8.197 1.456,3 8.599 1.172,1 Residencial ...... 5.143 1.900,1 4.826 1.884,1 4.653 1.857,0 4.467 1.651,4 4.382 1.365,3 Comercial ...... 3.722 1.242,6 3.407 1.172,1 3.231 1.092,9 3.024 912,2 2.864 724,7 Rural e outros (1) ...... 2.803 556,7 2.684 559,6 2.608 554,4 2.497 481,2 2.396 389,5 Serviços públicos...... 576 134,3 574 132,6 565 122,4 551 104,4 542 84,9 Leilões – CCEAR...... 11.940 721,9 11.174 634,9 8.488 435,6 0 0 0 0 Mercado Atacadista de Energia e Sistema Elétrico Interligado (4) ..... 2.927 69,2 1.813 158,0 4.417 85,1 4.101 38,6 6.199 88,7 Outros distribuidores ...... 4.419 576,5 4.745 498,1 4.263 429,2 4.688 407,2 2.982 245,4 Total (2) ...... 39.270 7.135,4 36.423 6.791,1 35.864 6.225,8 27.525 5.051,3 27.964 4.070,6 ______(1) Inclui iluminação pública, municípios e órgãos governamentais. (2) O total de GWh inclui nosso consumo próprio mas não inclui nossas perdas de energia. (3) Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue. (4) Inclui os contratos comerciais da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -"Pool") e o Mecanismo de Realocação de Energia.

A seguinte tabela apresenta o número de consumidores finais da COPEL em cada categoria em 31 de dezembro de 2007. Número de Categoria de consumidores Consumidores Finais Industrial...... 58.795 Residencial ...... 2.713.463 Comercial ...... 286.451 Rural e outros (1) ...... 378.369 Total...... 3.437.078 ______(1) Inclui serviços públicos.

Consumidores industriais e comerciais responderam por aproximadamente 27,1% e 17,4%, respectivamente, de nossas receitas totais de venda de energia em 2007. Em 2007, 26,6% das nossas receitas totais de vendas de energia provieram de vendas a consumidores residenciais, com uma tarifa média de R$ 369,46 por MWh.

Tarifas

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

Os Consumidores do Grupo A recebem eletricidade em tensões de 2,3 kV ou superiores, e as tarifas aplicáveis a eles baseiam-se no nível de tensão efetivo em que a energia é fornecida e na época do ano e horário do dia em que a energia é fornecida. As tarifas têm dois componentes: “demanda” e “energia”. O componente “demanda”, expresso em reais por kW, baseia-se no maior entre (1) a capacidade firme contratada e (2) a potência realmente utilizada. O componente “energia”, expresso em reais por MWh, baseia-se no volume de energia efetivamente consumido, registrado por nossas medições.

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

Em junho de 2006, a ANEEL autorizou um aumento de 5,12% em nossas tarifas. Até então, vínhamos aplicando uma política de descontos tarifários aos consumidores finais que pagavam suas contas de energia em dia. Depois desse aumento tarifário, interrompemos nossa política de concessão de desconto tarifário.

Em 24 de junho de 2007, a ANEEL nos obrigou a reduzir nossas tarifas em 1,22% em média conforme o reajuste tarifário anual. A razão principal pela qual a ANEEL reduziu nossas tarifas foi contabilizar a desvalorização do dólar americano frente ao real em 2006.

As tarifas de energia passaram por um processo de realinhamento para reduzir os subsídios a consumidores em alta tensão em prejuízo dos consumidores em baixa tensão. Conseqüentemente, os

reajustes médios aplicados foram mais altos para consumidores em alta tensão (0,94%) e mais baixos para os consumidores em baixa tensão (-1,89%). No entanto, comparando as tarifas anteriores com as em vigor, o efeito médio será um reajuste de -0,21% para consumidores em alta tensão e de -2,04% para consumidores em baixa tensão.

Em 23 de junho de 2008, a ANEEL definiu um decréscimo em nossas tarifas de 3,35%, de acordo com a segunda revisão tarifária. Esse decréscimo consiste em –7,17% relativos ao reposicionamento tarifário e 3,83% relativos aos componentes financeiros externos (CVA).

A tabela seguinte apresenta as tarifas médias (incluindo ICMS) para cada categoria de consumidores finais em 2007, 2006 e 2005.

2007 2006 2005 (R$/MWh) (R$/MWh) (R$/MWh) Tarifas Industrial...... 249,88 243,30 215,91 Residencial...... 369,46 390,40 399,12 Comercial...... 333,87 344,02 338,23 Rural e outros...... 198,61 208,51 214,31 Serviços públicos ...... 233,18 231,07 216,61 Todos os consumidores finais ...... 288,62 294,27 282,19

Consumidores Residenciais de Baixa Renda. Pela legislação brasileira, somos obrigados a oferecer tarifas com desconto para certos consumidores residenciais de baixa renda (os “Consumidores Residenciais de Baixa Renda”). Em 2007, atendemos a 745.956 Consumidores Residenciais de Baixa Renda.

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

Desconto sobre a Tarifa Consumo Básica Até 30 kWh por mês...... 65% De 31 a 100 kWh por mês...... 40% De 101 a 160 kWh por mês...... 10%

Tarifas de Suprimento. Em 2005, a ANEEL estabeleceu nova fórmula para as tarifas aplicadas a pequenos distribuidores. De acordo com essa nova regra, os pequenos distribuidores devem pagar tanto uma tarifa de energia quanto uma tarifa de distribuição. Em 2007, foi-nos concedido um aumento de aproximadamente 35,6% nas tarifas médias dos Contratos de Suprimento com distribuidores no Estado do Paraná. A tarifa média durante 2007 para a venda de energia mediante esses Contratos de Suprimento foi de R$ 114,21 por MWh. Os Contratos Iniciais de Suprimento venceram no fim de 2005. Também possuíamos contratos bilaterais de suprimento com tarifa média de R$ 130,71/MWh em 2007.

A tabela a seguir apresenta as tarifas médias vigentes em 2007, 2006 e 2005.

2007 2006 2005 (R$/MWh) (R$/MWh) (R$/MWh) Tarifas Contratos de Suprimento com distribuidores no Paraná...... 114,21 84,23 82,44 Contratos Iniciais com distribuidores fora do Estado (1) ...... - - 60,42

Contratos Bilaterais...... 130,71 111,56 107,62

______(1) Os Contratos Iniciais de Suprimento venceram no fim de 2005.

Tarifas de Transmissão. As concessionárias de transmissão fazem jus a receitas anuais baseadas na rede de transmissão que possuem e operam. Essas receitas são reajustadas periodicamente conforme critérios estipulados nos respectivos contratos de concessão. A COPEL Geração e Transmissão possui dois contratos de concessão, cada um com estrutura diferente para cálculo do valor dessas receitas. Além disso, pagamos a terceiros pelo uso de suas redes de transmissão, que também fazem parte da Rede Principal de Transmissão. Em 2007, reconhecemos como despesas R$ 514,5 milhões pelo uso da Rede Principal de Transmissão e R$ 141,7 milhões em receitas pelo uso de nossa rede de transmissão por terceiros.

Uma parte de nossas receitas anuais, que correspondeu a 25,0% de nossas receitas brutas de transmissão em 2007, está sujeita a reajuste periódico pela ANEEL. A revisão periódica prevista para 2005 foi conduzida em 2007, e a ANEEL aplicou um reajuste de -15,08%. Esse reajuste foi aplicado retroativamente a julho de 2005. O resto de nossas receitas anuais foi reajustado pelo IGP-M. Assim, o reajuste agregado de nossas receitas brutas de transmissão em 2007 foi de -5,69%. Para mais informações sobre nossas tarifas de transmissão, ver Notas 29 e 31 de nossas demonstrações contábeis consolidadas.

Em junho de 2005, a ANEEL também fixou em R$ 3.456,90/MW a tarifa que nós e outras concessionárias de distribuição pagamos a Furnas pelo transporte de energia em alta tensão de Itaipu. Em junho de 2006, a ANEEL reduziu essa tarifa para R$ 3.061,04/MW, e em junho de 2007 ela a reduziu novamente, para R$ 3.012,28/MW.

Outros Negócios

Telecomunicações

COPEL Telecomunicações S.A. Em março de 1998, fomos a primeira concessionária de eletricidade brasileira a receber autorização da Agência Nacional de Telecomunicações - ANATEL para oferecer serviços corporativos de telecomunicações no Estado do Paraná e serviços internacionais de longa distância. Prestamos esses serviços desde agosto de 1998 por meio de nossa rede de fibra óptica que ao final de 2007 tinha 10,5 mil km.. A propriedade dos ativos de rede e nossa vasta experiência na operação e manutenção de redes complexas de telecomunicações contribuíram para o sucesso desse programa. Em 2002, obtivemos autorização da ANATEL para oferecer serviços multimídia. Em 2007, atendemos 181 dos 399 municípios do Paraná, o que representa 83% da população total do Estado. Além de nossos serviços comerciais, também estamos envolvidos em projeto educacional que visa fornecer acesso à Internet em banda larga a estudantes do ensino público fundamental nas escolas do Estado do Paraná.

Também atendemos a maioria dos principais operadores brasileiros de telecomunicações que operam no Estado do Paraná. Possuímos 504 clientes, e nossos serviços são também prestados a supermercados, universidades, bancos, provedores de internet e redes de televisão. Além disso, prestamos uma série de diferentes serviços de telecomunicações às nossas subsidiárias de geração, transmissão e distribuição de eletricidade.

Sercomtel. Possuímos 45,0% das ações com direito a voto da Sercomtel Telecomunicações S.A. (a “Sercomtel Telecomunicações”) e 45,0% da Sercomtel Celular S.A. (individualmente, “Sercomtel Celular”; em conjunto com a Sercomtel Telecomunicações, “Sercomtel”). A Sercomtel detém as concessões para fornecer serviços de telefonia fixa e móvel nos municípios de Londrina, Cambé, Ibiporã, Arapongas e Tamarana, no Estado do Paraná, e obteve autorização da ANATEL para fornecer serviços de telefonia interurbana nacional e internacional. A Sercomtel tem concessões da ANATEL para fornecer serviços de televisão a cabo em São José (Estado de Santa Catarina) e Osasco (Estado de São Paulo) e transmissão de televisão por ondas de rádio em Maringá e Londrina (Estado do Paraná).

Em 31 de dezembro de 2007, a Sercomtel Telecomunicações, em sua area de concessão de telefonia fixa, tinha um total de 177.739 linhas telefônicas instaladas, 157.642 das quais estavam em operação. Em 31 de dezembro de 2007, a Sercomtel Celular tinha capacidade instalada de 75.785 terminais no sistema TDMA, dos quais 6.975 estavam em operação, e capacidade instalada de 97.848 terminais no sistema GSM, dos quais 66.143 estavam em operação. As receitas brutas da Sercomtel em 2007 foram de R$ 257.8 milhões, com lucro líquido de R$ 5.9 milhões.

Água e Saneamento

Em 14 de Janeiro de 2008, a COPEL adquiriu a participação de 30% na Dominó Holdings S.A. (a "Dominó Holdings") detida pela Sanedo Ltda., uma subsidiária integral do Grupo Vivendi, por R$ 110,2 milhões. Possuímos agora 45% do capital social total em circulação da Dominó Holdings, que, por sua vez, possui 34,75% das ações com direito a voto da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR (a “Sanepar”), uma concessionária que fornece água a aproximadamente 8,5 milhões de pessoas e saneamento a 4,4 milhões de pessoas em 344 localidades urbanas e rurais no Estado do Paraná. O Estado do Paraná detém 60,0% do capital com direito a voto em circulação da Sanepar. O lucro líquido da Dominó Holdings em 2007 foi de R$ 55,2 milhões. O capital acionário total em circulação da Dominó Holdings está distribuído da seguinte maneira: (1) 45,0% pertencem a nós; (2) 27,5% pertencem à Construtora Andrade Gutierrez S/A; e (3) 27,5% pertencem à Daleth Participações S.A..

Em fevereiro de 2003, o governo do Estado do Paraná publicou um decreto cancelando o acordo de acionistas da Sanepar e exonerando os membros do conselho de administração indicados pela Dominó Holdings. A Dominó Holdings está atualmente em litígio contra o governo do Estado do Paraná com relação a essa questão.

Gás

Estamos envolvidos na distribuição de gás natural através da Compagas, a companhia que possui direitos exclusivos de fornecer gás canalizado no Estado do Paraná. Os clientes da Compagas incluem indústrias, usina termelétrica, duas usinas de co-geração, empresas comerciais, postos de combustíveis, residências e células a combustível. A Compagas está concentrando seus esforços de comercialização na substituição de óleo combustível e outros produtos pelo gás como meio de alcançar maior eficiência energética.

Em 31 de dezembro de 2007, possuíamos participação de 51% no capital social da Compagas, determinada pelo método da equivalência patrimonial. Os acionistas minoritários da Compagas são a Petrobrás e a Mitsui Gas, cada uma delas com 24,5% do capital social da Compagas.

A Compagas distribui gás natural da Bolívia fornecido através do gasoduto Bolívia-Brasil. O volume contratado pela Compagas é suficiente para atender, com segurança, à demanda dos dois próximos anos. Para suprimentos futuros a Compagas já iniciou tratativas com a Petrobras no sentido de contratar novos volumes oriundos de gás nacional. Os investimentos conforme divulgado pelo plano estratégico da Petrobrás (Plangás) deverá proporcionar uma significativa ampliação da oferta de gás nacional, que deverá passar de 28 milhões de m³/dia em 2007 para 64 milhões de m³/dia em 2009. Adicionalmente, entrarão em operação dois terminais de re-gaseificação capazes de processar 27 milhões de m³/dia de Gás Natural Liqüefeito. A Compagas possui uma rede de distribuição de gás no Estado do Paraná com 459 km de gasodutos. Em 2007, a Compagas forneceu uma média diária de 1.828.772 metros cúbicos de gás natural a 2.928 clientes. Em 2007, as receitas brutas da Compagas foram de R$ 273,1 milhões, e seu lucro líquido foi de R$ 47,9 milhões. Vendas de Gás Natural em 2007

Númer o de Consumo Participação Segmento Consumidores (m 3) (%) Industrial...... 95 455.521 24,9% Co-geração...... 2 179.543 9,8% Veicular (postos de gás)...... 24 91.292 5,0% Comercial...... 163 6.810 0,4% Residencial (edifícios) ...... 2.642 2.123 0,1% Matéria-prima ...... 1 115.571 6,3% Usina termelétrica 1 977.912 53,5% Total...... 2.928 1.828.772 100,00%

Serviços

Possuímos 40,0% do capital social da ESCO Electric Ltda. (“ESCO”), uma companhia que auxilia os clientes no uso da eletricidade por meio de serviços de consultoria, planejamento e implementação de projetos, automação, operação, manutenção, treinamento e assistência técnica. A ESCO também comercializa produtos e serviços destinados a obter maior eficiência energética e conservação de energia. Em 2007, as receitas líquidas da ESCO foram de R$ 5,3 milhões, e seu lucro líquido foi de R$ 0,2 milhões.

A COPEL-Agra S/C Ltda. (a “COPEL-Agra” ) foi constituída em novembro de 2000 para prestar serviços de engenharia compreendendo desde a preparação de estudos de viabilidade e relatórios ambientais até projetos completos de EPC ( engineering, procurement and construction ). Possuímos 48,0% do capital acionário total emitido e em circulação da COPEL-Agra, que iniciou suas operações no primeiro trimestre de 2001. Nossos sócios são a Agra-Monenco, uma empresa canadense, e o LACTEC, um instituto de tecnologia brasileiro. Em dezembro de 2001, como resultado da aquisição da Agra- Monenco pela AMEC (uma empresa inglesa), o nome da empresa foi mudado para COPEL-Amec S/C Ltda. (a “COPEL-Amec”). Os acionistas da COPEL-AMEC decidiram liquidar a empresa em assembléia de acionistas em agosto de 2004. O processo foi aprovado por nosso Conselho de Administração em Setembro de 2005 e ainda está em andamento.

Em setembro de 1999, formamos com a Engevix Engenharia e a Intertechne Consultores uma sociedade denominada Braspower International Engineering S/C Ltda. (a “Braspower”) para oferecer serviços de tecnologia relacionados com projetos de energia e infra-estrutura no mercado internacional. A Braspower celebrou diversos acordos de prestação de serviços de consultoria para projetos na China e no

Nepal. Possuímos 49,0% do capital acionário total em circulação da Braspower, e a Engevix Engenharia detém os demais 51,0%.

Concessões

Operamos nossos negócios de geração, transmissão e distribuição mediante concessões outorgadas pelo Governo Federal. Nossas atuais concessões de distribuição e transmissão expirarão em julho de 2015, mas nossas concessões prevêem possíveis prorrogações, que solicitaremos à ANEEL 36 meses antes do vencimento.

Desde 1999, nove de nossas usinas de geração tiveram suas concessões prorrogadas pelas autoridades brasileiras com prazo de 20 anos em cada caso, conforme previsto em lei. Para as outras usinas cujas concessões ainda não expiraram, teremos a opção de requerer uma prorrogação por 20 anos.

Solicitamos recentemente à ANEEL renovações das concessões das seguintes usinas, que vencem em 2009, 2010 e 2011: Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Usina Hidrelétrica de Segredo), Derivação do Rio Jordão, Gov. José Richa (Usina Hidrelétrica de Salto Caxias) e Cavernoso. A ANEEL ainda não iniciou o processo de renovação dessas concessões. O MME, órgão encarregado em última instância de decidir sobre a renovação de concessões, até o momento autorizou todas as nossas outras solicitações de renovação.

Sazonalidade

Acreditamos que a sazonalidade não afeta nossos negócios.

Concorrência

Recebemos concessões para gerar e distribuir eletricidade numa área que abrange substancialmente todo o território do Paraná e não enfrentamos concorrência das cinco empresas de eletricidade que detêm concessões para o restante do Estado. Como resultado de legislação aprovada em 2004, porém, outros fornecedores podem oferecer eletricidade a Consumidores Livres existentes a preços menores do que os que atualmente cobramos. Além disso, sob certas circunstâncias, os Consumidores Livres podem ter o direito de se conectar diretamente à rede de transmissão em vez de se conectar à rede de distribuição. Ao contrário da escolha de um Consumidor Livre por outro fornecedor de energia, caso em que ele ainda precisa usar nossa rede de distribuição e conseqüentemente nos pagar a tarifa cabível, nosso negócio de distribuição deixa de receber tarifas de consumidores que migram para a Rede Principal de Transmissão. Assim, a migração de consumidores da rede de distribuição para a rede de transmissão resulta em perda de receita para nosso negócio de distribuição.

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

Os consumidores que podem contratar outros fornecedores de energia (os “Consumidores Livres”) restringem-se a:

• consumidores existentes (aqueles ligados ao sistema elétrico antes de julho de 1995) com demanda de pelo menos 3 MW suprida em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV;

• novos consumidores com demanda de pelo menos 3 MW em qualquer tensão; e

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

Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos 33 qualificados como Consumidores Potencialmente Livres. Esses consumidores representaram aproximadamente 3,7% do nosso volume total de eletricidade vendido em 2007 e aproximadamente 4,7% de nossas receitas operacionais brutas de venda de energia nesse ano.

No negócio de geração, qualquer produtor pode obter concessão para construir ou administrar instalações de geração no Paraná.

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

A legislação brasileira exige que todas as nossas concessões se sujeitem a licitações ao seu término. Pretendemos solicitar prorrogação de cada concessão 36 meses antes de seu término. Podemos enfrentar concorrência significativa de terceiros nas licitações para renovar tais concessões ou para concessões novas. A perda de algumas concessões poderia afetar adversamente os resultados das nossas operações.

Meio Ambiente

Nossas atividades de construção e operação associadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, à distribuição de gás natural e ao nosso negócio de telecomunicações estão sujeitas a normas ambientais federais, estaduais e municipais. Temos um comitê consultor responsável pela implementação de nossas políticas de sustentabilidade e cidadania corporativa, que levam em conta os impactos ambientais e sociais durante a avaliação de projetos propostos.

Em 2002, iniciamos a implementação de um Sistema de Gerenciamento Ambiental – SGA (o “SGA”) conforme as normas ISO 14000 para gerenciar os aspectos ambientais de nossas atividades de geração.

Estamos cumprindo todos os regulamentos ambientais relevantes, e nossos projetos mais recentes de geração, transmissão e distribuição estão de acordo com as normas federais e estaduais. Estamos requerendo renovação das licenças ambientais de nossas atividades de geração e transmissão. Somos obrigados a requerer essas renovações perante o Instituto Ambiental do Paraná a cada dois anos.

Um dos programas ambientais e sociais com os quais estamos envolvidos é o “Tributo às Águas”, que visa facilitar e promover o desenvolvimento social, econômico e ambiental sustentável das comunidades localizadas nas bacias dos rios do Paraná.

Para reforçar nosso compromisso com os aspectos ambientais, sociais e econômicos da sustentabilidade, participamos do Índice de Sustentabilidade Empresarial da BOVESPA e da Global Reporting Initiative – GRI-G3.

O Processo de Desapropriação

Nossos principais bens consistem de instalações de geração, transmissão e distribuição descritas em “—Negócios—Geração e Compradores de Energia” e “—Negócios— Transmissão e Distribuição.” Do valor contábil líquido do nosso imobilizado em 31 de dezembro de 2007 (incluindo obras em curso), as instalações de geração e transmissão representavam 51,3%, as de distribuição 27,4%, as de telecomunicações 2,7%, a estrutura de distribuição de gás 1,9%, a ELEJOR 8,5%, e a UEG Araucária 8,2%. Acreditamos que nossas instalações são de modo geral adequadas para nossas necessidades atuais e apropriadas para as finalidades pretendidas.

Embora nos sejam outorgadas concessões do Governo Federal para construir projetos hidrelétricos, não recebemos títulos sobre as terras em que os empreendimentos se localizarão. As terras necessárias à implementação dos nossos projetos somente podem ser desapropriadas em conformidade com legislação específica. Geralmente negociamos com as comunidades e com os proprietários individuais que ocupam as terras, de modo a reassentar tais comunidades em outras áreas e indenizar os proprietários individuais. Nossa política de reassentamento e indenização geralmente tem resultado em solução por acordo das contendas relativas a desapropriações. Em 31 de dezembro de 2007, estimamos nosso passivo em relação à resolução dessas disputas em aproximadamente R$ 5,2 milhões. Essa quantia não inclui as projeções para desapropriações incluídas nos orçamentos de cada um de nossos empreendimentos.

Seguro

Mantemos seguro de incêndio, desastres naturais, responsabilidade civil por acidentes com terceiros, outros riscos associados com o transporte e montagem de equipamentos, construção de usinas e riscos múltiplos. Nossas subsidiárias Compagas, Elejor e UEG Araucária também possuem cobertura de seguros similar. Não temos cobertura de seguros para riscos de interrupção do negócio, porque não acreditamos que os elevados prêmios se justifiquem em face do baixo risco de interrupções significativas, considerando a energia disponível no Sistema Elétrico Interligado. Acreditamos que mantemos os seguros que são de praxe no Brasil e adequados para o negócio em que estamos envolvidos.

O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Geral

Em fevereiro de 2008, o Ministério das Minas e Energia (o “MME”) aprovou um plano decenal de expansão que projeta um aumento da capacidade instalada do Brasil para 144,8 GW em 2016, prevendo-se que, desse total, 75,3% serão de origem hidrelétrica, 15,3% de origem termelétrica, 2,3% serão de origem nuclear e 7,1% serão de fontes alternativas de energia tais como energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa.

Aproximadamente 40,0% da capacidade de geração instalada do Brasil é de propriedade da Eletrobrás (incluindo sua subsidiária integral Eletronuclear e sua participação de 50% em Itaipu). Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobrás também é responsável por 65% da capacidade instalada de transmissão igual ou superior a 230 kV no Brasil. Além disso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, tais como a Companhia Energética de São Paulo – CESP, a Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG e a COPEL, entre outras. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que foi originalmente criado pelo governo brasileiro em 1990 para promover a privatização de companhias estatais.

Principais Autoridades Reguladoras

Ministério de Minas e Energia – MME

O MME é o principal agente regulador governamental brasileiro do setor elétrico, atuando como poder concedente em nome do governo brasileiro e exercendo competências de elaboração de políticas, regulamentação e supervisão. Com a adoção da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, o governo brasileiro, atuando principalmente por meio do MME, assume certas atribuições que pertenciam anteriormente à ANEEL, incluindo a elaboração de regras gerais sobre a outorga de concessões e a publicação de diretrizes sobre o processo de licitação de concessões relativas a serviços e bens públicos.

Conselho Nacional de Política Energética - CNPE

Em agosto de 1997, o Conselho Nacional de Política Energética (o “CNPE”) foi criado para assessorar o Presidente do Brasil na formulação da política energética nacional. O CNPE é formado principalmente por ministros do governo federal e presidido pelo Ministro de Minas e Energia. O CNPE foi criado para otimizar o uso dos recursos energéticos brasileiros e garantir o fornecimento de energia ao País.

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

A Empresa de Pesquisa Energética (a “EPE”) foi criada em 2004 como estatal ligada ao MME. A EPE conduz estudos e pesquisas sobre assuntos tais como eletricidade, óleo e gás e seus subprodutos, carvão, fontes renováveis de energia e eficiência energética, entre outros, para apoiar o planejamento do setor de energia.

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

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

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (o “ONS") foi criado em 1998. O ONS é uma entidade privada sem fins lucrativos composta de concessionárias de energia elétrica atuantes na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, além de outros participantes privados, como importadores, exportadores e Consumidores Livres. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico deu ao governo brasileiro o poder de nomear três diretores do ONS. O papel primordial do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no Sistema Elétrico Interligado, sujeito à supervisão e regulamentação da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem, entre outros, o planejamento operacional para o setor da geração, a organização do uso do Sistema Elétrico Interligado nacional e das interligações internacionais, a garantia de acesso para todos os agentes do setor à rede de transmissão de modo não discriminatório, a contribuição para a expansão do sistema elétrico, a apresentação de propostas

ao MME sobre ampliação da Rede Básica e a submissão das normas de operação do sistema de transmissão à aprovação da ANEEL.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (a “CCEE”) é uma entidade sem fins lucrativos sujeita a autorização, fiscalização e regulamentação por parte da ANEEL. A CCEE substituiu O Mercado Atacadista de Energia, conforme as novas regras estabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

A CCEE é responsável, entre outras atribuições, por (i) registrar todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (os “CCEAR”) e registrar todos os contratos resultantes de ajustes de mercado e o volume de eletricidade contratado no Mercado Livre, e (ii) contabilizar e liquidar transações de curto prazo. A CCEE é composta de detentores de concessões, permissões e autorizações no setor elétrico e Consumidores Livres, e seu conselho de administração é composto de quatro membros indicados por esses agentes e de um membro indicado pelo MME, que será o presidente do conselho de administração.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (o “CMSE”) foi criado pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico para monitorar as condições de serviço nos próximos cinco anos e recomendar medidas preventivas para garantir a adequação do fornecimento de energia, incluindo ações sobre a demanda e a contratação de reservas de energia.

Eletrobrás

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que foi criado pelo governo brasileiro em 1990 para promover a privatização de companhias estatais. A Eletrobrás atua como controladora das seguintes empresas pertencentes ao Governo Federal: Companhia Hidrelétrica do São Francisco, Furnas, Eletrosul, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica e Eletrobrás Termonuclear S.A. A Eletrobrás administra fundos financiados por certos encargos regulatórios, assim como a comercialização da energia de Itaipu e de fontes alternativas de energia, sob o PROINFA.

Histórico da Legislação do Setor

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

Abaixo se encontra um resumo das principais medidas de reforma tomadas pelo governo brasileiro até o momento:

• A Constituição brasileira recebeu emenda em 1995 para permitir o investimento estrangeiro no setor elétrico. Anteriormente, exigia-se que todas as concessões de geração pertencessem a cidadãos brasileiros, a empresas controladas por brasileiros ou ao governo brasileiro.

• O governo brasileiro promulgou em 13 de fevereiro de 1995 a Lei no. 8.987 (a “Lei de Concessões”) e em 7 de julho de 1995 a Lei no. 9.074 (a “Lei de Concessões de Energia”), que, juntas, (i) exigem que todas as concessões para o fornecimento de serviços elétricos sejam concedidas somente mediante licitação; (ii) permitem a formação de produtores independentes de energia (“PIEs”) para gerar e vender eletricidade por sua conta para Consumidores Livres, concessionárias de distribuição e agentes comercializadores, entre outros, mediante concessão, permissão ou autorização, (iii) permitem gradualmente que certos consumidores com demanda significativa (demanda igual ou superior a 3 MW suprida em tensão igual ou superior a 69 kV ou, no caso de consumidores que tenham entrado no mercado desde julho de 1995, demanda igual ou superior a 3 MW suprida em qualquer tensão), conhecidos como Consumidores Livres, comprem eletricidade diretamente de qualquer fornecedor de energia detentor de concessão, permissão ou autorização; (iv) exigem que os fornecedores e os Consumidores Livres tenham livre acesso a todos os sistemas de distribuição e transmissão, e (v) eliminam a exigência de obtenção de concessão para construir e operar projetos elétricos com capacidade de 1 a 30 MW.

• A partir de 1995, o controle acionário de algumas empresas de geração e distribuição anteriormente de propriedade da Eletrobrás ou dos vários Estados foi vendido para investidores estrangeiros. Alguns governos estaduais também venderam sua participação em grandes empresas de distribuição no mesmo período.

• Em 1998, o governo federal promulgou a Lei no. 9.648, (a “Lei do Setor Elétrico”), para reorganizar a estrutura básica do setor elétrico. A Lei do Setor Elétrico previa:

– o estabelecimento de uma entidade auto-regulada responsável pela operação do mercado de eletricidade de curto prazo, o Mercado Atacadista de Energia, para substituir o sistema anterior de preços de geração regulamentados e contratos de suprimento;

– a exigência de que os distribuidores e empresas de geração celebrem contratos de suprimento, conhecidos como Contratos Iniciais de Suprimento, geralmente sob o regime take or pay , a preços e volumes aprovados pela ANEEL. O objetivo principal dos Contratos Iniciais é garantir que as concessionárias de distribuição tenham acesso a um suprimento estável de energia a preços que garantam uma taxa de retorno fixa para as empresas de geração durante o período de transição até o estabelecimento de um mercado de energia livre e competitivo;

– a criação do ONS, entidade privada sem fins lucrativos responsável pelo gerenciamento operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado;

– o estabelecimento de licitações para concessões para construir e operar usinas elétricas e instalações de transmissão;

– a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização;

– o estabelecimento de restrições à concentração de participações acionárias em distribuição ou geração; e

– a indicação do BNDES como agente financiador do setor elétrico, especialmente para apoiar novos projetos de geração.

Em 2001, o Brasil sofreu uma séria crise energética que perdurou até o fim de fevereiro de 2002. Em conseqüência, o governo brasileiro implementou medidas que incluíram:

– um programa de racionamento do consumo de energia elétrica nas regiões mais adversamente afetadas, ou seja, o Sudeste, o Centro-Oeste e o Nordeste do Brasil; e

– a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (a “CGE”), que aprovou uma série de medidas emergenciais estabelecendo metas de redução do consumo de energia para consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas por meio de regimes tarifários especiais que estimulavam a redução do consumo de eletricidade.

– Em março de 2002, a CGE suspendeu as medidas de emergência e o racionamento de energia graças ao grande aumento da oferta (devido a um aumento significativo no nível dos reservatórios) e à redução moderada da demanda. O governo brasileiro, então, aprovou novas medidas em abril de 2002 que, entre outras disposições, estabeleciam um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras sofridas pelos fornecedores de eletricidade em razão do racionamento obrigatório.

– Em 15 de março de 2004, o governo brasileiro promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para novamente reestruturar o setor elétrico com o objetivo de proporcionar aos consumidores um fornecimento de eletricidade confiável combinado com tarifas módicas.

Concessões

As companhias ou consórcios que desejam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de eletricidade no Brasil devem requerer ao MME ou à ANEEL uma concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões dão direito a gerar, transmitir ou distribuir eletricidade dentro da área de concessão correspondente por período determinado, ao contrário das permissões e autorizações, que são concedidas por tempo indeterminado pela ANEEL, sem licitação. Esse período é geralmente de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes podem ser renovadas ao arbítrio do poder concedente, exceto em casos específicos previstos em lei.

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

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

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

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

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

Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente pode intervir na concessão, por meio de decreto presidencial, para garantir a prestação adequada dos serviços, assim como o pleno cumprimento das disposições contratuais e regulamentares aplicáveis. Dentro de 30 dias da publicação do decreto, o representante do poder concedente deve dar início a processo administrativo em que a concessionária terá o direito de contestar a intervenção. Durante o andamento do processo administrativo, o poder concedente deverá nomear uma pessoa para administrar a concessão. Se o processo administrativo não for concluído dentro de 180 dias da publicação do decreto, a intervenção cessará, e a concessão será devolvida à concessionária. A concessão também será devolvida à concessionária se o representante do poder concedente decidir não extinguir a concessão e a concessão não tiver ainda expirado.

Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão pode ser antecipada por meio de encampação e/ou caducidade. A encampação é a extinção prematura de uma concessão por motivo de interesse público, mediante lei autorizatória. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois que a ANEEL ou o MME tiverem determinado, em instância administrativa final, que a concessionária, entre outras hipóteses, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir as leis e regulamentos aplicáveis, (2) perdeu a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar serviços adequados, ou (3) não cumpriu as penalidades impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar judicialmente qualquer encampação ou declaração de caducidade.

Um contrato de concessão também pode ser extinto (1) por acordo mútuo entre as partes, (2) por falência ou dissolução da concessionária, ou (3) por decisão judicial final transitada em julgado em ação impetrada pela concessionária.

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

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

Penalidades. Os regulamentos da ANEEL regem a imposição de sanções contra agentes do setor elétrico e classificam as penalidades apropriadas com base na natureza e importância da infração (incluindo avisos, multas, suspensão temporária do direito de participar de licitações de novas concessões, de licenças e de autorizações e declaração de caducidade). Para cada infração, a multas podem ser de até 2,0% da receita da concessionária (líquida de ICMS e ISS) no período de 12 meses anterior à notificação da penalidade. Algumas infrações que podem resultar em multas dizem respeito à omissão do agente em requerer a aprovação da ANEEL para certos atos, incluindo os seguintes: (1) assinatura de contratos entre partes relacionadas nos casos previstos em regulamento; (2) venda ou cessão dos ativos relacionados a serviços prestados, assim como constituição de qualquer ônus (incluindo garantia, fiança, aval, penhor e hipoteca) sobre eles ou quaisquer outros ativos relacionados à concessão ou às receitas dos serviços de eletricidade; (3) mudanças no controle acionário do detentor da autorização ou concessão; e (4) mudanças no estatuto social. No caso de contratos entre partes relacionadas submetidos à aprovação da ANEEL, a ANEEL pode buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar que o contrato seja rescindido.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

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

• Criação de um ambiente paralelo de comercialização de energia, incluindo: (1) o mercado regulado, um mercado mais estável em termos de oferta de energia; e (2) um mercado destinado especificamente a certos participantes (Consumidores Livres e empresas de comercialização, por exemplo), chamado de mercado livre, que permitirá certo grau de competição em relação ao mercado regulado.

• Restrições a determinadas atividades dos distribuidores, de modo a exigir que eles se concentrem em seu core business de atividades de distribuição para oferecer serviços mais eficientes e confiáveis aos consumidores cativos.

• Extinção do auto-suprimento ( self-dealing ), para incentivar os distribuidores a comprar eletricidade pelos menores preços disponíveis em vez de comprar eletricidade de partes relacionadas.

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

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que foi originalmente criado pelo governo brasileiro em 1990 para promover a privatização de companhias estatais.

Ambiente Paralelo de Comercialização de Energia Elétrica

Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de eletricidade são realizadas em dois segmentos distintos: (1) o mercado regulado, ou Pool , no qual ocorrerá a compra pelas concessionárias de distribuição de toda a energia necessária ao suprimento de seus clientes por meio de leilões e (2) o mercado livre, no qual se dará a compra de eletricidade por entidades não reguladas (como Consumidores Livres e comercializadores de energia).

A eletricidade proveniente (1) de projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos aos pontos de consumo (como certas usinas de co-geração e pequenas centrais hidrelétricas), (2) de usinas registradas no Proinfa, uma iniciativa do governo brasileiro para criar incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, e (3) de Itaipu não estará sujeita ao processo de licitação pública para o suprimento de energia ao Pool . A eletricidade gerada por Itaipu continuará a ser vendida pela Eletrobrás às concessionárias de distribuição que operam no Sistema Interligado Sul-Sudeste-Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido celebrado por essas companhias. As tarifas de comercialização da eletricidade gerada em Itaipu são expressas em dólares americanos e estabelecidas de acordo com um tratado entre o Brasil e o Paraguai. Assim, as tarifas de Itaipu aumentam ou diminuem conforme a variação da taxa de câmbio entre o real e o dólar. As variações no preço da energia gerada em Itaipu, entretanto, estão sujeitas ao mecanismo de recuperação de custos da Parcela A discutido abaixo em “—Tarifas de Distribuição”.

O Mercado Regulado (o “Pool”)

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

As compras de eletricidade são realizadas mediante dois tipos de contratos bilaterais: Contratos de Quantidade de Energia e Contratos de Disponibilidade de Energia. Num Contrato de Quantidade de Energia, o gerador compromete-se a suprir determinado montante de eletricidade e assume o risco de o suprimento de eletricidade ser afetado adversamente por condições hidrológicas e níveis baixos em reservatórios, entre outras condições que possam interromper o suprimento de energia, caso em que o gerador deverá adquirir essa energia de outras fontes para cumprir suas obrigações de suprimento. Num Contrato de Disponibilidade de Energia, o gerador compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao Pool . Nesse caso, a receita do gerador é garantida, e os distribuidores correm o risco de escassez no suprimento.

Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a estimativa de demanda dos distribuidores é o principal fator da determinação do volume de eletricidade que o sistema como um todo contratará. No novo sistema, os distribuidores são obrigados a adquirir 100,0% de suas necessidades de eletricidade projetadas, contra 95,0% sob o regime anterior. Discrepâncias entre a demanda efetiva e a demanda projetada resultam em penalidades aos distribuidores. No caso de subcontratação, os distribuidores são penalizados diretamente em valor que aumenta à medida que a diferença entre a demanda projetada e a demanda efetiva aumenta. Os distribuidores que subcontratam também estão sujeitos a penalidades indiretas, pois devem pagar valores adicionais para suprir sua demanda adicional comprando energia no mercado spot .

No caso de supercontratação, quando o volume contratado fica entre 100% e 103% da demanda efetiva, os distribuidores não são penalizados e os custos adicionais são compensados por meio de aumentos nas tarifas aos consumidores. Quando o volume contratado é superior a 103% da demanda efetiva, uma penalidade indireta é aplicada aos distribuidores ao obrigá-los a vender energia no mercado spot . Se o preço contratual for mais baixo que o preço atual no mercado spot , os distribuidores vendem seu excesso de energia com lucro. Por outro lado, se o preço contratual for mais alto que o preço no mercado spot , os distribuidores vendem sua energia adicional com prejuízo.

Quanto à outorga de novas concessões, os regulamentos recentemente promulgados exigem que as propostas submetidas nas licitações para novas instalações de geração hidrelétrica incluam, entre outros itens, a porcentagem mínima de eletricidade a ser fornecida ao Pool . Concessões para novos projetos de geração, como o de Mauá, em nosso caso, não são renováveis, o que significa que em seu vencimento a concessionária deverá participar novamente de licitação.

O Mercado Livre

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

Consumidores com direito a escolher seu fornecedor só podem fazê-lo após o vencimento de seus contratos com os distribuidores locais, com aviso prévio ou, no caso de contrato sem data de vencimento, com aviso prévio de 15 dias em relação à data em que o distribuidor deve informar o MME sobre sua

demanda de eletricidade estimada. Nesse último caso, o contrato só será rescindido no ano seguinte. Após ter optado pelo mercado livre, o consumidor só pode retornar ao sistema regulado depois de fornecer aviso prévio de cinco anos ao distribuidor de sua região, mas o distribuidor pode reduzir esse prazo como lhe convier. Esse longo período de aviso visa assegurar que, se necessário, o distribuidor possa adquirir energia adicional no Pool sem impor custos extras ao mercado cativo.

As concessionárias de geração estatais podem vender eletricidade a Consumidores Livres, mas, ao contrário das companhias geradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio de leilões.

Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o governo brasileiro baixou decreto regulamentando a compra e venda de eletricidade no Mercado Regulado e no Mercado Livre, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de eletricidade. As normas desse decreto incluem, entre outras, regras relativas a procedimentos de leilão, à forma dos contratos de compra de energia e ao mecanismo de repasse de custos aos consumidores finais.

De acordo com esses regulamentos, todos os agentes que adquirem eletricidade devem contratar toda sua demanda de eletricidade conforme diretrizes estabelecidas. Os agentes que comercializam eletricidade devem comprovar o vínculo entre a energia a ser vendida e instalações de geração existentes ou planejadas. Os agentes que não cumprirem essas exigências estão sujeitos a penalidades impostas pela ANEEL.

Esses regulamentos também exigem que as companhias de distribuição satisfaçam suas obrigações de fornecimento de eletricidade primordialmente por meio de leilões públicos. Além desses leilões, as companhias de distribuição podem adquirir eletricidade de: (1) companhias de geração conectadas diretamente à companhia de distribuição (exceto usinas hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW e certas usinas termelétricas), (2) empreendimentos de geração de eletricidade participantes da fase inicial do Proinfa, (3) contratos de compra de energia celebrados antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e (4) Itaipu.

O MME estabelecerá periodicamente o montante total de energia a ser contratado no Mercado Regulado e a lista dos empreendimentos de geração que serão autorizados a participar nos leilões em cada ano.

Desde 2005, todas as companhias de geração, distribuição e comercialização de eletricidade, produtores independentes de energia e Consumidores Livres são obrigados a notificar a ANEEL, até 1º. de agosto de cada ano, quanto a sua demanda ou geração estimada de eletricidade, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subseqüentes. As companhias de distribuição são também obrigadas a notificar a ANEEL, no período de 60 dias anterior a cada leilão de eletricidade, quanto aos volumes de eletricidade que pretendem contratar no leilão. Além disso, as companhias de distribuição serão obrigadas a especificar a parcela do volume contratado que pretendem usar para suprir Consumidores Livres potenciais.

Leilões no Mercado Regulado

Os leilões de eletricidade para projetos novos de geração serão realizados (1) no quinto ano antes da data de fornecimento inicial de eletricidade (leilões “A-5”) e (2) no terceiro ano antes da entrada em operação comercial (leilões “A-3”). Os geradores de energia existentes farão leilões (1) no ano anterior à data de fornecimento inicial (leilões “A-1”) e (2) até quatro meses antes da data de fornecimento (chamados de “ajustes de mercado”). Leilões exclusivamente para energia de usinas eólicas, de pequenas

centrais hidrelétricas e de usinas de biomassa serão realizados entre os anos “A-1” e “A5”. Convites para participação nos leilões serão preparados pela ANEEL, conforme as diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de que o menor lance será vencedor do leilão. Cada companhia de geração que participa do leilão firmará contrato de compra e venda de eletricidade com cada companhia de distribuição, na proporção da demanda estimada de eletricidade de cada companhia de distribuição. A única exceção a essas regras diz respeito ao leilão de ajuste de mercado, no qual os contratos serão entre companhias vendedoras e de distribuição específicas. Os contratos para leilões A-5 e A-3 terão prazo de 15 a 30 anos, e os contratos para leilões A-1 terão prazo de 5 a 15 anos. Os contratos para leilões A-1 realizados em 2005 foram autorizados a ter prazos de 3 anos com suprimento inicial em 2006. Os contratos resultantes de leilões de ajuste de mercado estarão limitados a prazos de 2 anos. Os contratos para energia de usinas eólicas, de pequenas centrais hidrelétricas e de usinas de biomassa terão prazo de 10 a 30 anos.

Quanto aos contratos relativos a eletricidade gerada por instalações de geração existentes, há três razões para a redução da eletricidade contratada: (1) compensação pela saída de potenciais Consumidores Livres do Mercado Regulado, (2) redução, sujeita ao arbítrio das companhias de distribuição, de até 4,0% ao ano do volume contratado anual devido a desvios do mercado em relação às projeções estimadas de mercado, com início dois anos depois da declaração da demanda inicial de eletricidade, e (3) ajustes no volume de eletricidade estabelecido nos contratos de compra de energia celebrados antes de 17 de março de 2004.

Desde 2004, a CCEE realizou cinco leilões de energia de novos projetos de geração, seis leilões de energia de instalações de geração existentes e um leilão de energia de projetos alternativos de geração. No máximo até 1º. de agosto de cada ano, os geradores e distribuidores apresentam sua geração ou demanda de eletricidade estimada para os cinco anos subseqüentes. Com base nessas informações, o MME estabelece o volume total de eletricidade a ser negociado no leilão e seleciona as companhias de geração que dele participarão. O leilão é realizado em duas fases por meio de um sistema eletrônico.

Ao fim do leilão, geradores e distribuidores firmam o CCEAR, determinando o preço e o volume da energia negociada no leilão. Os CCEARs estabelecem que o preço será reajustado anualmente conforme a variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), calculado e publicado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Os distribuidores forneceram garantias financeiras aos geradores (principalmente contas a receber pelo serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento previstas nos CCEARs.

Valor Anual de Referência

O decreto de 30 de julho de 2004 também estabeleceu um mecanismo (o “Valor Anual de Referência”) que limita os custos que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de eletricidade nos leilões A-5 e A-3, calculados para todas as companhias de distribuição.

O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as companhias de distribuição contratem sua demanda estimada de eletricidade nos leilões A-5, nos quais se espera que os preços sejam menores que os apurados nos leilões A-3. O Valor Anual de Referência será aplicado durante os primeiros três anos dos contratos de compra de energia de novos empreendimentos de geração. A partir do quarto ano, 100,0% dos custos de aquisição da energia desses empreendimentos serão repassados aos consumidores. O decreto estabelece as seguintes limitações permanentes à capacidade de repasse de custos aos consumidores pelas companhias de distribuição: (1) nenhum repasse de custos de aquisição de energia que exceda 103,0% da demanda efetiva; (2) repasse limitado de custos de aquisição de eletricidade em leilão A-3, se o volume da energia adquirida exceder 2,0% da demanda de eletricidade contratada em leilões A-

5; (3) repasse limitado de custos de aquisição de eletricidade de novos projetos de geração se o volume contratado mediante os novos contratos relativos a instalações de geração existentes for menor que 96,0% do volume de eletricidade previsto no contrato vincendo; (4) de 2005 a 2008, as aquisições de eletricidade de instalações existentes nos leilões A-1 estão limitadas a 1,0% da demanda da companhia de distribuição. Se a eletricidade adquirida em leilão A-1 exceder 1,0%, o repasse de custos ao consumidor final é limitado a 70,0% do valor médio desses custos de aquisição de eletricidade gerada por instalações existentes de geração para entrega entre 2005 e 2008. O MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para energia gerada por usinas existentes. Se os distribuidores não cumprirem a obrigação de contratar toda sua demanda, o repasse de custos da energia adquirida no mercado de curto prazo será o menor entre o preço spot e o Valor Anual de Referência.

Convenção de Comercialização de Energia Elétrica

Em 26 de outubro de 2004, a ANEEL publicou a Resolução nº. 109, que estabelece a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. A Convenção de Comercialização de Energia Elétrica regula a organização e o funcionamento da CCEE e define, entre outras disposições, (1) os direitos e obrigações dos agentes da CCEE, (2) as penalidades a serem impostas a agentes inadimplentes, (3) os meios de solução de controvérsias, (4) normas de comercialização nos Mercados Regulado e Livre e (5) o processo de contabilidade e liquidação de transações de curto prazo.

Atividades Restritas dos Distribuidores

Não é permitido às concessionárias de distribuição no Sistema Interligado (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e transmissão de energia elétrica, (ii) vender eletricidade a Consumidores Livres, exceto aos situados em sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas aplicáveis a consumidores cativos, (iii) manter, direta ou indiretamente, quaisquer participações em qualquer outra companhia, sociedade anônima, ou consórcio, ou (iv) desenvolver atividades não relacionadas a suas concessões, exceto as permitidas por lei ou pelo contrato de concessão pertinente. As concessionárias de geração não podem manter participações acima de 10,0% em nenhuma concessionária de distribuição.

Eliminação do “Self-Dealing”

Como a compra de eletricidade para consumidores cativos se dará por meio do Pool , o chamado “self-dealing ” (pelo qual as concessionárias de distribuição podiam adquirir até 30,0% de sua demanda de energia elétrica por meio de autoprodução ou de companhias afiliadas) não é mais permitido.

Contratos Celebrados Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que os contratos celebrados pelas concessionárias de distribuição e aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados para refletir quaisquer prorrogações ou modificações de seus termos (exceto redução de volumes e preços).

Impugnação da Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O governo brasileiro pleiteou a extinção das ações alegando que os argumentos constitucionais eram questionáveis, uma vez que diziam respeito a uma medida provisória já convertida em lei. A decisão final do caso está sujeita a voto majoritário dos ministros do Tribunal. Até o momento, o STF ainda não chegou a uma deliberação final, e não sabemos quando isso pode acontecer. Enquanto o Tribunal analisa a lei, suas disposições permanecem em vigor. Independentemente da decisão

final do Supremo Tribunal Federal, espera-se que permaneçam em pleno vigor certas partes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico referentes a restrições sobre atividades dos distribuidores não relacionadas à distribuição de energia, incluindo a venda de energia pelos distribuidores a Consumidores Livres e a eliminação do self-dealing . Para mais informações, ver “Item 3. Informações Principais – Fatores de Risco – Riscos Relativos ao Setor Elétrico Brasileiro”.

Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão

A ANEEL supervisiona as normas tarifárias que regulam o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece tarifas pelo uso desses sistemas. As tarifas são (i) encargos pelo uso da rede, que são encargos pelo uso das redes locais de propriedade das concessionárias de distribuição (“TUSD”), e (ii) tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que compreende a Rede Básica e suas instalações auxiliares (“TUST”).

TUSD

A TUSD é paga pelas concessionárias de geração e pelos consumidores pelo uso do sistema de distribuição da concessionária de distribuição à qual a concessionária de geração ou o Consumidor Livre estiver conectado. O montante a ser pago pelo agente conectado ao sistema de distribuição é calculado multiplicando-se a potência máxima contratada com a concessionária de distribuição para cada ponto de conexão, em kW, pela tarifa em R$/kW por mês determinada pela ANEEL.

TUST

A TUST é paga pelas concessionárias de distribuição e de geração e pelos Consumidores Livres pelo uso da Rede Básica de Transmissão (o sistema elétrico de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV). Essa tarifa é revista anualmente de acordo com (i) um índice de inflação e (ii) as receitas anuais permitidas incluídas na rede. De acordo com os critérios fixados pela ANEEL, os proprietários de diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca de pagamentos regulados por parte dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as concessionárias de geração e de distribuição e os Consumidores Livres, assinaram contratos com o ONS que lhes permitem usar a rede de transmissão mediante o pagamento da TUST. Outras partes da rede pertencentes a concessionárias de transmissão, mas não consideradas partes da Rede Principal de Transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados mediante o pagamento de uma taxa específica.

Tarifas de Distribuição

As tarifas de distribuição (incluindo a TUSD) estão sujeitas a revisão pela ANEEL, que possui autoridade para reajustar e rever tarifas em resposta a mudanças nos custos de aquisição de energia e nas condições de mercado. Ao reajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos das concessionárias de distribuição entre (i) custos que estão fora do controle das concessionárias, ou custos da Parcela A, e (ii) custos que estão sob o controle das concessionárias, ou custos da Parcela B. O reajuste tarifário é baseado em uma fórmula que considera a divisão dos custos em duas categorias.

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

• os custos da eletricidade adquirida em leilões da ANEEL;

• os custos da energia adquirida de Itaipu;

• os custos da energia adquirida mediante contratos bilaterais por pequenas empresas de distribuição;

• alguns outros encargos de conexão aos sistemas de transmissão e distribuição; e

• encargos regulatórios.

Os custos da Parcela B incluem:

• um componente projetado para compensar o distribuidor pelo custo de posse de seus ativos;

• custos de depreciação; e

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

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

As concessionárias de distribuição de eletricidade também fazem jus a uma revisão periódica a cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam (1) assegurar receitas necessárias para cobrir custos operacionais eficientes da Parcela B e compensação adequada para investimentos considerados essenciais para os serviços no âmbito da concessão de cada concessionária e (2) determinar o Fator X.

O fator X de cada concessionária de distribuição é calculado com base em dois componentes:

• Xa, baseado na aplicação do IPC-A à parcela de pessoal dos custos operacionais da concessionária; e

• Xe, baseado nos ganhos de escala da concessionária devido à expansão do mercado e medido nos reajustes tarifários periódicos.

Além disso, a ANEEL recentemente estabeleceu novos regulamentos sob os quais as concessionárias de distribuição serão obrigadas a atingir, sujeitas às penalidades previstas em lei, metas mínimas pré-estabelecidas medidas por um novo indicador de qualidade do serviço relacionado à satisfação dos consumidores.

Ademais, as concessionárias de distribuição de eletricidade fazem jus a uma revisão extraordinária de suas tarifas, conforme o caso, para assegurar o seu equilíbrio financeiro e compensar custos imprevisíveis, incluindo tributos, que alterem significativamente sua estrutura de custos. Revisões extraordinárias foram concedidas (1) em junho de 1999, para compensar os custos maiores da eletricidade adquirida de Itaipu em razão da desvalorização do real frente ao dólar, (2) em 2000, para compensar o aumento da COFINS de 2% para 3% e (3) em dezembro de 2001 para compensar as perdas causadas pelo Programa de Racionamento.

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

Incentivos

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

Em 2002, o governo brasileiro estabeleceu o Proinfa para estimular o desenvolvimento de fontes alternativas de energia. Por meio do Proinfa, a Eletrobrás deverá adquirir a energia gerada por essas fontes alternativas por um período de 20 anos. O Proinfa se limita em seu estágio inicial a uma capacidade contratada total de 3.300 MW. Em sua segunda fase, que deverá ter início quando a capacidade de 3.300 MW for atingida, o Proinfa pretende adquirir de fontes alternativas energia equivalente a 10,0% do consumo de energia elétrica anual do Brasil. A energia produzida para venda ao Proinfa não pode ser produzida por concessionárias de geração, como a COPEL, nem por PIEs; essa produção só pode ser realizada por produtores independentes autônomos, que não sejam controlados ou afiliados a concessionárias de geração ou PIEs, nem controlados ou afiliados a suas entidades controladoras. A primeira fase do Proinfa começou em 2004.

Encargos Regulamentares

Fundo RGR e Fundo UBP

Em certas circunstâncias, as companhias de eletricidade são ressarcidas por alguns ativos vinculados a uma concessão se a concessão é revogada ou não é renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou um fundo de reserva destinado a prover recursos para tais ressarcimentos (o “Fundo RGR” ). Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a incidência de uma taxa exigindo que as companhias de eletricidade do setor público façam contribuições mensais ao Fundo RGR com alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos em serviço da companhia, sem exceder 3,0% das receitas operacionais totais em qualquer ano. Nos últimos anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, e o Fundo RGR tem sido usado principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. O Fundo RGR deve ser gradualmente extinto até 2010, e a ANEEL deverá rever as tarifas de modo que o consumidor receba algum benefício pela extinção do Fundo RGR.

O governo brasileiro impôs uma contribuição sobre os PIEs semelhante à contribuição imposta às companhias de geração do setor público relativa ao Fundo RGR. Os PIEs são obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público (o “Fundo UBP” ) de acordo com as normas da licitação para obtenção de concessão correspondente. A Eletrobrás recebe os pagamentos ao Fundo UBP em conta específica.

CCC

As companhias de distribuição, assim como algumas companhias de transmissão responsáveis por Consumidores Livres, são obrigadas a contribuir para a Conta de Consumo de Combustíveis (a “CCC”). A CCC foi criada em 1973 visando formar reservas financeiras para cobrir os custos dos combustíveis fósseis de modo a reduzir as tarifas pagas pelos consumidores supridos por usinas termelétricas. As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo do combustível requerido pelas usinas termelétricas no ano seguinte. A CCC é administrada pela Eletrobrás. A CCC, por sua vez,

reembolsa às companhias de eletricidade parte substancial dos custos de combustível de suas usinas termelétricas.

Em fevereiro de 1998, o governo brasileiro determinou a eliminação gradual da CCC. Os subsídios da CCC foram extintos gradualmente no período de 2003 a 2005 para as usinas termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e vinculadas ao Sistema Interligado. As usinas termelétricas construídas depois dessa data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o governo brasileiro estabeleceu que os subsídios da CCC continuassem a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemas isolados por um período de 20 anos.

CDE

Em 2002, o governo brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (a “CDE”), que é suprida por pagamentos mensais por parte das concessionárias pelo uso de bens públicos, pelas penalidades e multas impostas pela ANEEL e por taxas anuais pagas pelos agentes que comercializam energia para consumidores finais, por meio de um encargo adicionado às tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão. Essas taxas são ajustadas anualmente. A CDE foi criada para apoiar (i) o desenvolvimento da produção de energia no País, (ii) a produção de energia por fontes alternativas e (iii) a universalização dos serviços de energia elétrica no Brasil. A CDE permanecerá em vigência por 25 anos e será regulamentada pelo Poder Executivo e administrada pela Eletrobrás.

Tarifa de Transporte de Itaipu

A Usina Hidrelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva que não faz parte da Rede Principal de Transmissão ou do sistema de conexão intermediário. As concessionárias que fazem jus ao recebimento de eletricidade de Itaipu pagam pelo uso da rede uma tarifa de transporte, em valor igual à sua cota proporcional da eletricidade gerada por Itaipu.

Compensação pelo Uso de Recursos Hídricos

A Lei do Setor Elétrico exige que todo detentor de concessões e autorizações para exploração de recursos hídricos pague um encargo total de 6,75% do valor da energia que gera. Essa compensação é repartida entre os Estados e Municípios em que esteja localizado o reservatório da usina e certas agências federais.

Taxa de Fiscalização da ANEEL

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica da ANEEL é um encargo anual devido pelos detentores de concessões, permissões e autorizações equivalente a uma proporção de suas receitas. A Taxa de Fiscalização da ANEEL exige que as partes afetadas paguem até 0,5% de suas receitas anuais à Agência em 12 parcelas mensais.

Não-Pagamento de Encargos Regulamentares

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico prevê que o não-pagamento das contribuições obrigatórias ao Fundo RGR, ao Proinfa, à CDE e à CCC ou de certos desembolsos, como os devidos pela compra de energia elétrica no Mercado Regulado ou de Itaipu, impedirá a parte inadimplente de receber reajustes ou revisões de suas tarifas (exceto revisões extraordinárias) e também impedirá a parte inadimplente de receber recursos do Fundo RGR, da CDE ou da CCC.

CRC

Durante o regime de concessões vigente antes da promulgação da Lei de Concessões em 1995, o governo brasileiro decidiu que as concessionárias de eletricidade deveriam ter uma taxa de retorno garantida entre 10,0% e 12,0%. Para assegurar essa taxa de retorno, a Conta de Resultados a Compensar – CRC (a “CRC”) foi criada em 1971, de modo que a diferença entre (i) a taxa de retorno definida pelo governo brasileiro e (ii) a taxa de retorno efetiva verificada no ano em questão fosse registrada na CRC de cada concessionária para compensar excedentes e insuficiências.

Esse regime de taxas de retorno garantidas foi extinto em 1993. O saldo de cada CRC foi compensado com algumas dívidas das concessionárias, relativas, entre outras coisas, ao suprimento de energia de Itaipu e ao fornecimento de combustível fóssil.

Em 1994, o governo brasileiro reconheceu o saldo remanescente da CRC como ativo pertencente às respectivas concessionárias. No mesmo ano, o governo brasileiro concedeu uma autorização para a troca desses ativos na CRC por um montante equivalente de Elets, um título do governo brasileiro.

Em acordo de 4 de agosto de 1994, o Estado do Paraná concordou em reembolsar o saldo remanescente da CRC em 240 prestações mensais, ajustadas pelo IGP-DI mais juros de 6,65% ao ano.

Para os desdobramentos depois de 1994 e para o impacto da CRC sobre nossa condição financeira, ver “Item 5. Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas – Visão Geral – Impacto da CRC”.

Mecanismo de Realocação de Energia

O Mecanismo de Realocação de Energia (o "MRE") visa mitigar os riscos a que estão expostos os hidrogeradores devido à variação no tempo das vazões dos rios (risco hidrológico).

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

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

Pesquisa e Desenvolvimento

As companhias que detêm concessões e permissões para distribuição de eletricidade são obrigadas a investir pelo menos 0,5% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento e 0,5% em programas de eficiência energética. Em 1 o. de janeiro de 2010, esses percentuais serão de 0,75% e 0,25%, respectivamente.

As companhias que detêm concessões e autorizações para geração e transmissão de eletricidade são obrigadas a investir pelo menos 1,0% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento. As companhias que geram eletricidade exclusivamente por meio de pequenas centrais hidrelétricas, de co-geração e de empreendimentos de energia de fontes alternativas não estão sujeitas a essa exigência.

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

• 40% aos projetos de pesquisa e desenvolvimento da companhia, sob a coordenação da ANEEL;

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

• 20% ao Ministério das Minas e Energia, para financiar a Empresa de Pesquisa Energética - EPE.

Os investimentos em eficiência energética devem ser feitos conforme os regulamentos da ANEEL.

Legislação Ambiental

A Constituição do Brasil atribui tanto ao governo federal como aos governos estaduais poder de promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente. Poder semelhante é atribuído aos municípios cujos interesses locais possam ser afetados. A legislação municipal é considerada suplementar em relação à legislação federal e estadual. O infrator da legislação ambiental aplicável está sujeito a sanções administrativas e penais e será obrigado a reparar os danos ambientais causados ou pagar indenização por eles. As sanções administrativas podem incluir multas significativas e a suspensão das atividades; as sanções penais podem incluir multas e, para pessoas físicas, eventual pena de prisão. As sanções penais, incluindo a imposição de multas ou a eventual pena de prisão, podem ser impostas aos diretores e empregados de empresas que cometam crimes ambientais.

Nossas instalações de geração, distribuição e transmissão de energia estão sujeitas a processos de licenciamento ambiental, que incluem a preparação de relatórios de impacto ambiental antes da construção dessas instalações. Depois da obtenção das licenças ambientais correspondentes, a manutenção dessas instalações continua sujeita à observância de várias exigências específicas. Fomos uma das primeiras concessionárias de energia no Brasil a apresentar um relatório de impacto ambiental (Usina de Segredo, 1987) relativo à construção de uma usina elétrica. Mais recentemente, a Usina de Salto Caxias (1995- 1999) foi construída de acordo com um dos mais abrangentes programas de redução de impactos ambientais já implementados no Brasil.

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

O Código Florestal Brasileiro e os regulamentos associados tratam da manutenção e aquisição de áreas afetadas por reservatórios de usinas hidrelétricas. Esses regulamentos podem resultar em custos maiores de manutenção, reflorestamento e desapropriação para as concessionárias do setor elétrico. Além disso, uma lei estadual estabelece auditoria ambiental obrigatória para todas as empresas que necessitem renovar suas licenças de operação, como nós, cujas atividades possam ter impacto sobre o meio ambiente. A área institucional de meio ambiente e as operacionais de meio ambiente e da manutenção de usinas são as responsáveis pelo processo destas auditorias.

Somos obrigados, então a apresentar uma cópia do relatório final de auditoria ambiental ao requerer a renovação das licenças ambientais de operação para nossas usinas e futuramente para as subestações de transmissão de energia elétrica. Atualmente estamos na fase de abrir concorrência para a contratação de uma auditoria externa para nos fornecer uma avaliação independente das nossas práticas ambientais.

Item 4A. Comentários em Aberto da Equipe

Nenhum.

Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras

A discussão neste Item 5 é baseada em nossas informações financeiras, que foram preparadas de acordo com os PCGA no Brasil, exceto quando houver observação em contrário. Você deve ler esta discussão em conjunto com nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas, que foram preparadas de acordo com os PCGA no Brasil com uma reconciliação com os PCGA nos Estados Unidos, e suas notas explicativas e outras informações financeiras incluídas em outras páginas deste Relatório Anual.

Visão Geral

Condições Econômicas Brasileiras

Todas as nossas operações são no Brasil, e somos afetados pelas condições gerais da economia brasileira. Em particular, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda por eletricidade, e a inflação afeta nossos custos e nossas margens. O ambiente econômico brasileiro tem se caracterizado por variações significativas nas taxas de crescimento econômico, com crescimento muito baixo entre 2001 e 2003 e uma recuperação econômica que levou a crescimento constante desde 2004.

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

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005

Inflação (IGP-DI)...... 7,9% 3,8% 1,2% Valorização do real vs. dólar ...... 20,7% 9,5% 13,4% Taxa de câmbio no fim do período - U.S. $1,00 (1) ...... 1,7713 2,1380 2,3407 Taxa de câmbio média - U.S. $1,00 (2) ...... 1,9300 2,1679 2,4125 Variação do PIB real (3) ...... 5,4% 3,8% 3,2% Taxa de juros interbancária média (4) ...... 11,9% 15,0% 19,0% ______(1) A taxa de câmbio do real em relação ao dólar americano em 2 de junho de 2008 era de R$ 1,6320 por U.S.$ 1,00. (2) Média das taxas de fechamento de câmbio no último dia de cada mês do período.

(3) Em 2007, o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (o “IBGE”) adotou novo método de cálculo do PIB, que afetou os números do PIB de anos anteriores. (4) Calculada de acordo com a metodologia da CETIP (a “CETIP”), com base em taxas nominais. Fontes: FGV - Fundação Getúlio Vargas, Banco Central, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (o “IBGE”) e CETIP.

A economia cresceu 5,8% no primeiro trimestre de 2008 em comparação com o mesmo período de 2007. O valor do real subiu para R$ 1,6294 por U.S.$ 1,00 em 31 de maio de 2008, contra R$ 1,7713 em 31 de dezembro de 2007. O Banco Central aumentou a taxa básica de juros de 11,18% para 11,64% nos cinco primeiros meses de 2008. O PIB do Estado do Paraná cresceu 6,0% em 2007, um desempenho melhor do que os registrados na economia brasileira durante a mesmo período.

Tarifas e Preços

Os resultados de nossas operações são significativamente afetados por mudanças nos preços e tarifas que cobramos pela eletricidade. A maior parte de nossas receitas é proveniente de vendas para consumidores cativos por tarifas reguladas definidas pela ANEEL. Vendemos também energia através de leilões, para clientes livres e por contratos bilaterais por preços que não são diretamente regulados mas que são profundamente influenciados pela política reguladora de energia. O preço da eletricidade vendida em leilões é altamente afetado pelo saldo de eletricidade no Sistema Elétrico Interligado. Nos leilões realizados em 2004 e 2005, os preços da eletricidade nos contratos com data de fornecimento iniciando em 2005, 2006 e 2007 refletiram o superávit de eletricidade resultando numa redução nos preços da energia. Os preços da eletricidade nos contratos com data de fornecimento iniciando em 2008 e 2009 foram mais altos do que nos anos anteriores e refletiram melhor os custos de expansão do sistema.

A venda a consumidores finais representou cerca de 50,9% do volume de eletricidade que fornecemos em 2007 e respondeu por 77,6% de nossas receitas brutas, e quase todas essas vendas foram a consumidores cativos. As tarifas que cobramos de nossos consumidores cativos são fixadas pela ANEEL com base em fatores estabelecidos em lei e regulamentos. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia—O Setor Elétrico Brasileiro—Tarifas de Distribuição”. Geralmente, se nossos custos de energia aumentam, o processo tarifário nos permite recuperá-los de nossos consumidores por meio de tarifas mais altas em períodos futuros. Entretanto, se não recebermos aumentos tarifários para cobrir nossos custos, ou se a recuperação atrasar, ou se nosso Conselho de Administração resolver reduzir o aumento tarifário concedido pela ANEEL, nossos lucros e fluxos de caixa podem ser adversamente afetados.

Nos últimos anos, a ANEEL nos tem concedido aumento tarifário em junho de cada ano. Concedíamos descontos sobre essas tarifas aprovadas pela ANEEL aos consumidores que pagam suas contas em dia, até encerrarmos essa política em 2006.

Em 24 de junho de 2005, a ANEEL nos concedeu aumento tarifário total de 7,8%. Esse aumento consiste de uma redução de 1,25% em nossas tarifas de fornecimento e de um aumento de 9,05% referente à recuperação do ativo regulamentar diferido. Em razão de nossa política de descontos, aplicamos apenas um aumento de 4,4% sobre as tarifas que cobramos de tais consumidores.

Em junho de 2006, a ANEEL nos autorizou a aumentar as tarifas em 5,12% em média conforme o reajuste tarifário anual. Decidimos aplicar o reajuste integralmente e não oferecemos descontos a nossos consumidores.

Em 24 de junho de 2007, a ANEEL solicitou a redução em nossas tarifas em 1,22% em média conforme o reajuste tarifário anual. A razão principal pela qual a ANEEL reduziu nossas tarifas foi contabilizar a desvalorização do dólar americano frente ao real em 2006.

Contratos de Compra de Longo Prazo

Nosso negócio de distribuição adquire energia de concessionárias de geração (incluindo nosso negócio de geração) e revende-a aos consumidores, com tarifas reguladas. Em 2007, adquirimos 11,0% do nosso total de energia sob contratos de longo prazo de Itaipu. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia—Negócio—Geração e Compras de Energia”. Nossos principais contratos de longo prazo ou obrigações de compra são descritos abaixo.

• Adquirimos energia de Itaipu a preços determinados com base nos custos do empreendimento, incluindo o serviço de sua dívida expressa em dólares americanos. Em 2007, nossas compras de eletricidade de Itaipu totalizaram R$ 385,4 milhões.

• Adquirimos energia da CIEN de 1999 a 2007. Em 2007, registramos R$ 111,2 milhões em eletricidade adquirida da CIEN. Para maiores informações, ver “Item 4—Negócio—Geração e Compras de Energia—Compras”.

• Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, nosso negócio de distribuição é obrigado a adquirir parte de sua demanda de energia no Pool . Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia—A Companhia—Leilão de Energia”.

Um dos principais fatores em nossos resultados é o lucro que auferimos ao revender energia adquirida sob contratos de longo prazo. Geralmente, temos o direito de repassar aos consumidores aumentos nos custos da energia sob contratos de longo prazo.

Impacto da CRC

Em 1993, o Governo Federal eliminou o sistema de taxas de retorno garantidas para as concessionárias. Com isso, as concessionárias não puderam mais acrescentar créditos à CRC. Os montantes que haviam sido acumulados na CRC de cada concessionária até 1993 foram reconhecidos pelo Governo Federal como créditos. A Copel utilizou parte do seu crédito para quitar dívidas com a União. Em agosto de 1994, repassamos o nosso saldo remanescente na CRC, no valor de R$ 808,1 milhões, ao Governo do Paraná para quitar dívidas Federais, com base num acordo de cessão (o “Acordo da CRC”). Nos termos do Acordo da CRC, o Estado do Paraná passou a dever para a Copel e se deixar de efetuar pagamentos nas datas apropriadas, podemos abater dos dividendos devidos ao Governo do Estado quantias a receber conforme o Acordo da CRC.

Em 19 de março de 2003, o Estado do Paraná protocolou um pedido perante o Ministério da Fazenda para converter nosso crédito da CRC em obrigação do governo brasileiro ao invés de obrigação do Estado do Paraná. Esse pedido foi enviado à Secretaria do Tesouro Nacional para avaliação e ainda estamos aguardando uma decisão.

O saldo desses créditos em 31 de dezembro de 2004, que era de R$ 1.197 milhões, será pago pelo Estado do Paraná a partir de 30 de janeiro de 2005, ajustado pelo IGP-DI mais 6,65% por ano. O Estado do Paraná tem efetuado os pagamentos das prestações renegociadas conforme as condições estabelecidas no quarto termo aditivo. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo total remanescente sob o Acordo da CRC

era de R$ 1.250,4 milhões. O pagamento das parcelas é garantido por recursos oriundos de dividendos devidos por nós ao Estado do Paraná.

Obrigações Especiais

Registramos um passivo correspondente às contribuições que recebemos do governo federal e dos consumidores exclusivamente para investimentos na rede de distribuição de energia elétrica. Registramos o valor dessas contribuições em nosso balanço como redução de nossos ativos fixos, sob a rubrica “obrigações especiais”, e, no momento da conclusão ou extinção da concessão operacional que nos foi concedida, o montante dessas contribuições será deduzido de nossos ativos imobilizados, incluindo aqueles adquiridos com as contribuições recebidas do Governo Federal e de nossos consumidores.

Em 31 de outubro de 2006, a ANEEL divulgou uma nova regulação que mudou o tratamento das obrigações especiais com relação ao ajuste do processo tarifário. A regulação estabelece, entre outros itens, que no começo da próxima revisão tarifária respectiva, as obrigações especiais poderão ser amortizadas como uma redução dos custos líquidos permitidos sobre períodos futuros, assim reduzindo as tarifas. Conseqüentemente, de acordo com a SFAS número 71 “Contabilização dos efeitos de determinados tipos de regulação”, depois da publicação dessa regulação, as obrigações especiais se tornaram um passivo regulatório. Conforme o mencionado, o tratamento contábil para as Obrigações Especiais de acordo com os PCGA no Brasil mudou e, desde 2006, eles começaram a ser amortizados prospectivamente na data da futura revisão tarifária para cada concessionária distribuidora. O valor registrado como obrigações especiais em 31 de dezembro de 2007 foi R$ 857,2 milhões.

Políticas Contábeis Críticas

Ao preparar nossas Demonstrações Contábeis, fazemos estimativas com relação a uma série de matérias. Algumas dessas matérias são altamente incertas, e nossas estimativas envolvem julgamentos que fazemos com base nas informações que nos estão disponíveis. Em “—Visão Geral”, acima, discutimos certas políticas contábeis relacionadas a matérias regulamentares. Na discussão abaixo, identificamos diversas outras matérias em relação às quais nossa apresentação financeira seria afetada de forma relevante se (a) usássemos diferentes estimativas que poderíamos razoavelmente ter usado, ou (b) no futuro alterássemos nossas estimativas em resposta a mudanças cuja ocorrência se revele razoavelmente provável.

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

Reconhecimento de Receitas

Reconhecemos nossas receitas pelo regime de competência (ou seja, quando há evidência persua- siva de um negócio, quando o serviço é prestado ou os produtos são entregues, quando nosso preço ao comprador é fixado ou determinável e quando o recebimento é razoavelmente assegurado, independentemente de quando o dinheiro venha a ser recebido). O faturamento de consumidores residenciais, industriais e comerciais é efetuado mensalmente. As receitas não faturadas da data de faturamento até o fim do mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e reconhecidas como receita no fim do mês em que o serviço foi prestado. A apuração das

vendas de energia a consumidores individuais se baseia na leitura de seus medidores, que ocorre de modo sistemático ao longo do mês. Ao fim de cada mês, os montantes de energia fornecidos aos consumidores desde a data da última leitura de medidor são estimados, e a correspondente receita não faturada é estimada com base no consumo diário estimado por classe e nas tarifas aplicáveis aos consumidores que refletem tendências e experiência históricas significativas. As diferenças entre receitas não faturadas estimadas e efetivas, que não têm sido significativas, são registradas no mês seguinte. Ativo Regulamentar Diferido

Diferimos e capitalizamos certos custos que esperamos recuperar por meio de aumentos tarifários, conforme os PCGA no Brasil. Esse enfoque é coerente com a SFAS no. 71, “Contabilizando os Efeitos de Certos Tipos de Regulamentação” (SFAS no. 71), que prevê que entidades cujas tarifas são reguladas contabilizem seu ativo e passivo de modo consistente com a recuperação daqueles custos nas tarifas, se as tarifas são projetadas para recuperar os custos do fornecimento do serviço regulamentado e se o ambiente competitivo torna provável que tais tarifas possam ser debitadas e cobradas. Certas despesas e receitas sujeitas à regulamentação da concessionária ou à determinação de tarifas normalmente refletidas no lucro são diferidas no balanço patrimonial e são reconhecidas como lucro à medida que os montantes correspondentes são incluídos nas tarifas de serviço e recuperados dos consumidores ou devolvidos a estes. Temos o direito de recuperar esses custos pelas normas brasileiras. A ANEEL conduz um processo de reajuste tarifário anualmente. Se a ANEEL excluir total ou parcialmente um custo da recuperação, a parcela correspondente do ativo regulamentar diferido fica prejudicada e é assim reduzida na proporção do custo excluído. Para maiores informações, ver Nota 9 das Demonstrações Contábeis Consolidadas. O ativo regulamentar diferido refletido no balanço patrimonial consolidado de acordo com os PCGA no Brasil foi de R$ 93,1 milhões, e o passivo total foi de R$ 165,8 milhões em 31 de dezembro de 2007.

Deterioração de Ativos de Longa Vida

Os ativos de longa vida, especialmente o ativo imobilizado, compõem parte significativa de nossos ativos totais. Avaliamos nossos ativos de longa vida e fazemos julgamentos e estimativas relativas ao valor líquido desses ativos, incluindo montantes a serem capitalizados, depreciação e vidas úteis. O valor líquido desses ativos é revisto periodicamente no que toca à deterioração, ou sempre que eventos ou mudanças circunstanciais indiquem que os montantes líquidos não são recuperáveis. Uma perda por deterioração é registrada no período em que se determina que o montante líquido não é recuperável. Isso exige que façamos previsões de longo prazo de receitas e custos futuros relacionados com os ativos sujeitos a revisão. Essas previsões exigem pressuposições sobre a demanda de nossos produtos e serviços, condições futuras de mercado e mudanças na legislação. Mudanças significativas e imprevistas nessas pressuposições poderiam exigir uma provisão para deterioração em período futuro. Nenhuma provisão de deterioração foi necessária em 2005, 2006 e 2007. Embora acreditemos que as pressuposições e estimativas que fizemos no passado tenham sido razoáveis e adequadas, pressuposições e estimativas diferentes podem ter impacto substancial sobre nossos resultados financeiros publicados.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

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

Pleiteamos um crédito com base nas vendas de energia de Itaipu durante o período de racionamento em 2001, quando houve diferença significativa nos preços da energia no mercado spot . Há ações judiciais pendentes que podem afetar a contabilização de nossas transações em 2001 e 2002. Em 31 de dezembro de 2007, o montante estimado de diferenças de cálculo era de R$ 860,0 milhões, que não reconhecemos como contingência, com base em parecer de nossos consultores jurídicos. Para maiores

informações, ver Nota 21 (b) das Demonstrações Contábeis Consolidadas e “Item 8. Informações Financeiras – Ações Judiciais”.

Provisão para Contingências

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

Contabilizamos contingências de acordo com os PCGA no Brasil, que são similares à SFAS no. 5 - “Contabilizando Contingências”. Essas provisões são estimadas com base na determinação de que é provável que um evento futuro confirme que um ativo foi deteriorado ou que um passivo foi registrado na data das demonstrações contábeis, e de que o montante de prejuízo pode ser razoavelmente estimado. Dada sua natureza, as contingências só serão resolvidas quando um evento ou eventos futuros ocorrerem ou deixarem de ocorrer; tipicamente esse eventos ocorrerão anos adiante. A avaliação dessas contingências é realizada pelos nossos consultores jurídicos internos e externos. A contabilização de contingências requer um julgamento significativo da administração quanto às probabilidades estimadas e faixas de exposição a passivos potenciais. A avaliação pela administração de nossa exposição a contingências pode mudar à medida que novos eventos ocorram ou mais informações se tornem disponíveis. O desfecho das contingências pode variar significativamente e pode ter impacto substancial sobre os resultados consolidados de nossas operações, nossos fluxos de caixa e nossa posição financeira.

De acordo com a Instrução CVM 489, de 3 de outubro de 2005, as ações judiciais consideradas de perda possível para nós em 31 de dezembro de 2007 totalizavam R$ 1.631 milhões, dos quais R$ 40,7 milhões correspondem a ações trabalhistas, R$ 861,5 milhões a ações regulamentares, R$ 325,1 milhões a ações civis e R$ 403,6 milhões a ações tributárias.

Avaliação de Instrumentos Derivativos

Usamos instrumentos de swap para administrar riscos de variações em taxas de câmbio e de juros em 2006 e 2005. Registramos esses instrumentos pelo seu valor justo estimado de mercado com base em preços de mercado de instrumentos semelhantes e em pressuposições acerca de taxas de câmbio e de juros futuras. Durante os períodos apresentados, não utilizamos nenhum instrumento financeiro derivativo como hedge , e os ajustes de valor justo de nossos derivativos foram então registrados em nosso lucro líquido. Nós liquidamos todos os contratos de swap em 2006 e registramos ganho com contratos de swap de taxas de juros entre moedas no valor de R$ 22,4 milhões em 2006 e prejuízo de R$ 42,0 milhões em 2005. Não usamos instrumentos derivativos em 2007. Para mais informações, veja nota 30 das Demonstrações Financeiras.

Benefícios de Aposentadoria aos Empregados

Patrocinamos um plano de aposentadoria de benefício definido e um plano de aposentadoria de contribuição definida que dão cobertura a praticamente todos os nossos empregados. Também estabelecemos planos de saúde para os aposentados. Calculamos nossas obrigações de alocação de recursos com base em cálculos efetuados por contadores independentes utilizando pressuposições que fornecemos sobre taxas de juros, taxas de retorno de investimentos, taxas de inflação, taxas de mortalidade e níveis de emprego futuros. Essas pressuposições afetam diretamente nosso passivo relativo aos custos de aposentadoria acumulados e aos montantes que registramos como custos de aposentadoria.

Os custos estimados para 2008 e 2007, de acordo com os princípios estabelecidos na Instrução CVM 371/2000, totalizam R$ 14,7 milhões e R$ 69,7 milhões, respectivamente, quanto aos planos previdenciário e assistencial. Em 2007, foi registrada reversão de despesa no montante de R$13,9 milhões.

Tributos Diferidos

Reconhecemos ativos e passivos fiscais diferidos com base nas diferenças entre os valores líquidos das demonstrações contábeis e a base tributária dos ativos e passivos utilizando as alíquotas predominantes. Revisamos regularmente nossos ativos tributários diferidos quanto à sua capacidade de recuperação e constituímos uma reserva com base na renda tributável histórica, na renda tributável futura estimada, e no momento esperado de reversão de diferenças temporárias existentes. Se não conseguirmos gerar renda tributável suficiente no futuro, ou se houver diferenças relevantes nas alíquotas efetivas ou nos períodos em que as diferenças temporárias se tornem tributáveis ou dedutíveis, podemos ser obrigados a estabelecer uma reserva contra o total ou uma parcela significativa de nossos ativos tributários diferidos que resultaria em aumento substancial de nossa alíquota tributária efetiva e impacto adverso relevante sobre nossos resultados operacionais.

Segmentos de Operações

Nossos segmentos sujeitos a divulgação correspondem ao nosso segmento operacional mais importante COPEL S.A. (a “Holding”) e a cada uma de nossas subsidiárias integrais, isto é, a COPEL Geração e Transmissão, que conduz atividades de geração e transmissão de eletricidade e a COPEL Distribuição, que conduz atividades de distribuição de eletricidade. Em 30 de novembro de 2007, foi realizada a cisão e transferência dos ativos da Copel Transmissão para Copel Distribuição e para Copel Geração. Para propósito de comparação, os balanços da Copel Transmissão de 31 de dezembro de 2006 e de 2005 foram reclassificados em Copel Geração e Transmissão e Copel Distribuição. Para maiores informações, ver Nota 31 das Demonstrações Contábeis Consolidadas auditadas.

Nosso maior segmento de operações é a distribuição. As receitas de nosso negócio de distribuição representaram 72,7%, 74,6%, e 80,8% de nossas receitas operacionais líquidas totais em 2007, 2006 e 2005, respectivamente, antes de eliminações e ajustes. As receitas de nosso negócio de geração e transmissão representaram 27,0%, 26,5% e 28,4% de nossas receitas operacionais líquidas totais em 2007, 2006 e 2005, respectivamente antes de eliminações e ajustes.

A COPEL Geração e Transmissão obtém parte de suas receitas de vendas a outros segmentos da Companhia, e durante o período de 2003 a 2005, a vasta maioria da energia gerada pela COPEL Geração e Transmissão foi vendida à COPEL Distribuição. Desde janeiro de 2006, toda a energia gerada pela COPEL Geração tem sido ou vendida diretamente ao Pool ou a Consumidores Livres. Nosso negócio de geração tem crescido e correspondido a uma proporção crescente de nossas receitas, em razão da produção adicional de novos projetos de geração, especialmente as usinas hidrelétricas da ELEJOR (Santa Clara e Fundão), que começaram a operar em 2005 e 2006, respectivamente. Esperamos que essa tendência continue em razão de novos projetos de geração, especialmente as usinas de Mauá e São Jerônimo, e de maiores vendas a Consumidores Livres e no Pool . Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia—Geração e Compras de Energia—Expansão da Capacidade Geradora”.

A lucratividade de nossos segmentos varia. Embora nosso segmento de distribuição seja o maior contribuinte para nossas receitas operacionais líquidas, ele apresenta uma das menores margens operacionais de nossos segmentos, pois suas margens de lucro são limitadas pela regulamentação tarifária.

Análise das Vendas de Eletricidade e do Custo da Eletricidade Adquirida

A tabela a seguir apresenta o volume e os componentes tarifários médios das compras e vendas de eletricidade para os anos de 2005 a 2007.

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005 Vendas de Eletricidade: Vendas a Consumidores Finais: Preço médio (R$/MWh): (1) Consumidores industriais (5) ...... 249,88 243,30 215,91 Consumidores residenciais ...... 369,46 390,40 399,12 Consumidores comerciais...... 333,87 344,02 338,23 Consumidores rurais e outros (2) ...... 198,61 208,51 214,31 Serviços públicos...... 233,18 231,07 216,61 Todos os consumidores (5) ...... 288,62 294,27 282,19 Volume (GWh): Consumidores industriais (5) ...... 7.740 7.200 7.639 Consumidores residenciais ...... 5.143 4.826 4.653 Consumidores comerciais...... 3.722 3.407 3.231 Consumidores rurais e outros (2) ...... 2.803 2.684 2.608 Serviços públicos...... 576 574 565 Todos os consumidores (5) ...... 19.984 18.691 18.696 Receitas totais das vendas a Consumidores Finais (em milhões de R$)...... 5.768 5.500 5.276 Vendas a distribuidores e outros (7) : Preço médio (R$/MWh) (1) ...... 89,47 77,33 72,57 Volume (GWh) (6) ...... 15.285 16.694 13.090 Receitas totais (milhões de R$)...... 1.368 1.291 950 Compras de Eletricidade: Compras de Itaipu: Custo médio (R$/MWh) (3) ...... 82,51 71,83 99,08 Volume (GWh)...... 4.666 4.665 4.682 Porcentagem do total da produção de Itaipu adquirido...... 6,5 6,7 6,5 Custo total (milhões de R$) (4) ...... 385 335 464 Compras de outros fornecedores (7) : Custo Médio (R$/MWh)...... 63,03 66,35 73,67 Volume (GWh) (6) ...... 16.565 16.646 13.193 Custo total (milhões de R$) (4) ...... 1.044 1.104 972 ______(1) As tarifas de venda e compra de eletricidade são expressas em reais e foram computadas dividindo-se (1) as vendas ou compras correspondentes sem dedução de ICMS pelo (2) volume em MWh de eletricidade vendida ou comprada. (2) Inclui consumidores rurais, iluminação pública, órgãos governamentais e nosso consumo próprio. (3) Nossas compras de eletricidade gerada por Itaipu são expressas e reais e pagas com base em um componente demanda expresso em dólares americanos por kW mais uma taxa de "wheeling” ou transporte expressa em reais por kWh. (4) Ver Item 4. “Informações sobre a Companhia––Negócio—Geração e Compras de Energia” para uma explicação dos gastos da COPEL relacionados a compras de eletricidade. (5) Inclui Consumidores Livres fora do Paraná. (6) Não inclui o Mecanismo de Realocação de Energia. (7) Não inclui a energia negociada entre as subsidiárias da COPEL.

Resultados das Operações dos Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005

A tabela a seguir resume os resultados de nossas operações para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2005, 2006 e 2007:

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005 (em milhões de reais) Receitas operacionais líquidas: Vendas de eletricidade a consumidores finais (1) ...... R$ 5.767,8 R$ 5.500,1 R$ 5.275,9 Vendas de eletricidade a distribuidores...... 1.367,6 1.291,0 949,9 Uso da rede principal de transmissão ...... 296,8 283,8 268,0 Outras receitas...... 487,9 346,4 307,5 ICMS sobre vendas e encargos (2) ...... (2.498,0) (2.532,7) (2.361,7) 5.422,1 4.888,6 4.439,6 Despesas operacionais: Eletricidade adquirida para revenda...... (1.429,4) (1.439,7) (1.436,3) Uso da rede principal de transmissão...... (514,5) (534,8) (530,8) Outras despesas operacionais...... (1.870,9) (1.365,4) (1.652,9) (3.814,8) (3.339,9) (3.620,0)

Resultado operacional...... 1.607,3 1.548,7 819,6

Participação nos resultados de coligadas...... 1,6 (6,2) 9,0 Receitas (despesas) financeiras líquidas...... 20,2 294,7 (101,0) Despesas não operacionais líquidas ...... (31,1) (23,0) (10,6) Lucro antes dos impostos de renda e da participação 1.598,0 minoritária...... 1.814,2 717,0 Imposto de renda ...... (460,3) (557,7) (198,2) Lucro líquido antes da participação minoritária...... 1.137,7 1.256,5 518,8 Participação minoritária ...... (31,1) (13,8) (16,4) Lucro líquido...... R$ 1.106,6 R$ 1.242,7 R$ 502,4

______(1) As vendas de energia a consumidores finais incluem as vendas propriamente ditas assim como as tarifas cobradas dos consumidores pelo uso da rede de distribuição (TUSD). (2) A conta de consumo de combustíveis (CCC), a conta de desenvolvimento energético (CDE) e a pesquisa e desenvolvimento (P&D e PEE) foram reclassificadas em 2007 como deduções das receitas operacionais brutas em vez de custos operacionais conforme exigência da ANEEL sob os Princípios Contábeis Brasileiros. Para fins de comparação, essa reclassificação foi aplicada para 2006 e 2005.

Resultados das Operações de 2007 em comparação com 2006

Receitas Operacionais Líquidas

Nossas receitas operacionais líquidas aumentaram 10,9% em 2007 em relação a 2006. Dos R$ 533,5 milhões de aumento nas receitas operacionais líquidas, R$ 267,7 milhões deveram-se às vendas de eletricidade a consumidores finais, que aumentaram principalmente por causa do crescimento do mercado, e R$ 76,6 milhões deveram-se a maiores vendas a distribuidores.

Vendas a Consumidores Finais. Nossas receitas de vendas de eletricidade a consumidores finais (incluindo vendas de energia a consumidores finais e receita pelo uso do sistema de distribuição) aumentaram 4,9% em 2007, devido principalmente ao crescimento no volume de eletricidade vendida (6,9% em 2007). A tarifa média para consumidores finais caiu 1,9% em comparação com a tarifa média de 2006. As tarifas das categorias residencial, comercial, rural e outros caíram 5,4%, 3,0% e 4,7%, respectivamente. Por outro lado, a tarifa industrial aumentou 2,7%. A variação média de preço entre diferentes categorias de consumidores reflete o fato de que os aumentos tarifários concedidos pela

ANEEL em junho de 2005, 2006 e 2007 variaram conforme os diferentes níveis de tensão e pela retirada gradual dos subsídios cruzados entre os grupos de consumo de alta e baixa tensão.

O aumento no volume de energia vendida a consumidores finais em 2007 refletiu principalmente um aumento em todas as categorias de consumidores finais.

O aumento de 6,6% no volume de energia vendido a consumidores residenciais em 2007 deveu-se principalmente ao aumento no número de consumidores, combinado com um aumento de 3,6% no consumo médio por consumidor residencial. As temperaturas médias em 2007 foram maiores do que as do ano anterior, o que também contribuiu para os maiores volumes vendidos.

O aumento no volume de eletricidade vendido a nossos consumidores comerciais foi em grande medida resultado das condições favoráveis do setor terciário, especialmente os segmentos de atacado, varejo, hotelaria e alimentos. O aumento correspondente no número de consumidores nessa categoria resultou em aumento de 9,2% no volume vendido a tais consumidores.

O aumento de 7,5% no volume de energia vendido a consumidores industriais em 2007 deveu-se principalmente ao aumento da atividade industrial nos seguintes setores: têxteis, papel, papelão e celulose, e alimentos e bebidas. Nossa base de consumidores industriais cresceu 3,7% em 2007.

Vendas de Eletricidade a Distribuidores. As vendas de eletricidade a distribuidores incluem vendas por meio de leilões CCEAR (52,8%), vendas mediante contratos bilaterais (37,7% das receitas totais de vendas a distribuidores em 2007), vendas à CCEE e ao Sistema Interligado (5,1%) e vendas a pequenos distribuidores no Paraná (4,4%).

Nossas receitas de vendas de eletricidade a distribuidores aumentaram 5,9% em 2007, principalmente devido ao início das vendas resultantes de novos contratos negociados em leilão para o período de 2007 a 2014. O reajuste tarifário para contratos vigentes aplicado em 2007 também contribuiu para nosso aumento de receitas.

Uso da Rede Principal de Transmissão. As receitas decorrentes do uso por terceiros de nossa Rede Principal de Transmissão aumentaram 4,6% em 2007 em razão (i) dos aumentos tarifários concedidos pela ANEEL em junho de 2007 e junho de 2006 e (ii) da expansão de nossa rede de transmissão.

Outras Receitas. Essa categoria inclui receitas de venda de gás natural, de uso de nossa rede de fibras ópticas, de atividades de consultoria no setor elétrico, a renda de aluguéis e o subsídio sobre o custo do combustível que recebemos para nossa usina termelétrica.

Essas receitas aumentaram 40,8% em 2007, principalmente (i) em razão das maiores receitas pela venda de gás natural, (ii) do aluguel da Usina Termelétrica de Araucária à Petrobrás a partir de 7 de julho de 2007 , por R$ 79,1 milhões, e (iii) pelo o aumento de R$ 33,1 milhões nas receitas de prestação de serviços recebidas pela Copel Geração e Transmissão S.A e pela UEG Araucária.

ICMS e outros encargos. Para calcular as receitas operacionais líquidas, deduzimos o Imposto sobre a Circulação de Bens e Serviços cobrado pelo Estado do Paraná, geralmente com alíquota de 27,0%, e diversos outros encargos que pagamos sobre os montantes cobrados dos consumidores finais. Esses encargos geralmente aumentam com o montante de nossas receitas brutas de vendas a consumidores finais. O montante de ICMS e outros encargos que pagamos caiu como uma percentagem de nossa receita bruta de 34,1% em 2006 para 31,5% em 2007, devido principalmente à redução das taxas regulatórias para a nossa conta de CCC..

Despesas Operacionais

As despesas operacionais totais aumentaram 14,2% em 2007 em relação a 2006. Os fatores e eventos mais relevantes quanto a nossas despesas operacionais em 2007 foram os seguintes:

• Energia adquirida para revenda. Nossas despesas com energia comprada para revenda caíram R$ 10,3 milhões, ou 0,7%, em 2007. Essa variação foi devida principalmente a um acordo realizado com CIEN que reduziu o volume de energia contratada de 400 MW médios para 175 MW médios em 2007. Os principais montantes contabilizados em 2007, foram: R$385,4 milhões para ITAIPU, R$111,2 milhões para a CIEN, R$98,2 milhões para Itiquira e R$845,1 milhões para os leilões de energia.

• Uso da Rede Principal de Transmissão. As despesas de uso da Rede Principal de Transmissão caíram R$ 20,3 milhões, ou 3,8%, em 2007. Essa queda deveu-se principalmente a uma redução nas tarifas estabelicidas pela ANEEL, afetando nossa CVA relativa ao uso da rede principal de transmissão que teve o valor de R$ 23,0 milhões em 2007 (em 2006 foi R$80,1 milhões).

• Plano Previdenciário e Assistencial. Plano Previdenciário e Assistencial representaram um crédito no valor de R$ 13,9 milhões em 2007, contra despesas de R$ 127,7 milhões em 2006. Essa mudança foi resultado de ganho atuarial registrado em 2007.

• Matérias-primas e insumos para a geração de energia. Em 2006, essa conta refletiu a reversão de R$ 298,1 milhões devido ao acordo firmado em maio de 2006 entre a COPEL, a Petrobras e a Compagas com relação ao gás natural para a Usina de Araucária. Em 2007, essa conta refletiu a reversão das contingências para PASEP e COFINS, no valor de R$ 29,9 milhões, que resultou em um crédito líquido de R$ 9 milhões.

• Gás Natural e Insumos. As despesas relativas a compras de gás natural caíram 25,3% em comparação com 2006 devido à redução no volume de gás natural adquirido pela Compagas. A Usina Termelétrica de Araucária foi alugada à Petrobras em junho de 2007, e a Compagas não forneceu gás àquela usina desde então. Além disso, houve queda no preço médio pago pelo gás natural, devido a variações monetárias e cambiais, uma vez que os preços de gás natural são fixados em dólares americanos.

• Depreciação e Amortização. O aumento de R$ 49,7 milhões nessa conta deveu-se principalmente a novos ativos capitalizados em 2007, assim como à aquisições feitas pela COPEL, que aumentaram os saldos de ativo fixo consolidado e, conseqüentemente, os encargos de depreciação. A capitalização da Usina de Fundão, que pertence à ELEJOR, resultou em despesas de depreciação adicionais de R$ 6,2 milhões em 2007. A Usina Termelétrica de Araucária, que foi adquirida e consolidada em junho de 2006, representou, em 2006, R$ 26,7 milhões em despesas de depreciação. Em 2007, a depreciação registrada pela UEG Araucária foi de R$ 49,4 milhões, com aumento de R$ 22,7 milhões em relação a 2006.

• Provisões e reversões. Em 2007, R$ 242,4 milhões foram registrados como despesas com provisões, enquanto em 2006 reversões de outras provisões resultaram em renda de R$ 80,7 milhões. Esse saldo resultou de novas provisões registradas em 2007, principalmente aquelas relativas a contingências com COFINS (R$ 171,6 milhões), outras contingências fiscais (R$ 36,8 milhões) e contingências trabalhistas (R$ 14,4 milhões).

• Outras Despesas Operacionais. Outras despesas operacionais aumentaram 26,4% em relação a 2006 devido principalmente ao aumento na compensação financeira pelo uso de recursos hídricos, que foi de R$ 73,9 milhões em 2007.

Receitas (Despesas) Financeiras Líquidas

Registramos R$ 20,2 milhões de receitas financeiras líquidas em 2007, contra receita financeira líquida de R$ 294,7 milhões em 2006.

Nossas despesas financeiras caíram 13,5% em 2007, principalmente em razão da redução de R$25,8 milhões em variação monetária, devido a alta valorização do Real em 2007. Outro fator foi a redução dos encargos das debêntures devido ao pagamento das segunda e terceira séries ocorrido em fevereiro de 2007.

As receitas financeiras caíram 45,7% em 2007, em comparação com 2006, devido principalmente à contabilização de R$ 283,2 milhões em 2006 relativos aos descontos obtidos nas negociações entre a COPEL, a Petrobras e a Compagas sobre o contrato de compra de gás para a UEG Araucária. Outros fatores contribuintes incluem (i) a ausência de ganhos com operações com derivativos, que representaram R$ 22,4 milhões em 2006, e (ii) a redução na receita de multas e outras penalidades sobre faturas.

Imposto de Renda

Em 2007, registramos despesa com imposto de renda e contribuição social de R$ 460,3 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 28,8% sobre nossa renda antes do imposto. Em 2006, registramos despesa com imposto de renda e contribuição social de R$ 557,7 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 30,7% sobre nossa renda antes do imposto. A redução em nossa alíquota efetiva de imposto foi devida ao valor a maior de pagamento de dividendos aos acionistas em 2007 (R$ 200,0 milhões) quando comparado com o valor de R$ 123,0 milhões pago em 2006.

Resultados das Operações de 2006 em comparação com 2005

Receitas Operacionais Líquidas

Nossas receitas operacionais líquidas aumentaram 10,1% em 2006. Dos R$ 449,0 milhões de aumento nas receitas operacionais líquidas, R$ 224,2 milhões deveram-se às vendas de eletricidade a consumidores finais, que aumentaram principalmente por causa de preços mais altos, e R$ 341,1 milhões deveram-se a vendas a distribuidores.

Vendas de Eletricidade a Consumidores Finais. Nossas receitas de venda de eletricidade a consumidores finais aumentaram 4,2% em 2006, devido a um aumento gradual em nossas tarifas efetivas, à medida que reduzimos os descontos tarifários concedidos a consumidores que pagam suas faturas em dia até o dia 20 de junho de 2006, quando encerramos os descontos. O aumento tarifário médio para consumidores finais foi de 4,3% em comparação com 2005. As receitas aumentaram em todas as nossas principais categorias de consumidores em 2006.

A taxa de aumento do preço médio da energia foi maior para nossos consumidores industriais (12,7%), e a taxa para consumidores residenciais e para consumidores rurais e outros caiu (2,2% e 2,7%, respectivamente). Houve variação nos aumentos médios de preços entre nossas diferentes categorias de consumidores porque cada categoria de consumidores recebe energia em diferentes tensões, e os aumentos tarifários concedidos pela ANEEL em junho de 2004, junho de 2005 e junho de 2006 variaram conforme os diferentes níveis de tensão.

O aumento em nossos preços médios de venda de eletricidade a consumidores finais em 2006 foi devido principalmente aos aumentos tarifários concedidos pela ANEEL, de 7,8% em junho de 2005 e de 5,1% em junho de 2006. Entretanto, conforme discutido acima, os aumentos de tarifas efetivos que aplicamos a nossos consumidores foram menores que os aumentos concedidos pela ANEEL, pois concedemos descontos em relação às tarifas aprovadas pela ANEEL aos nossos consumidores que pagam suas faturas em dia para minimizar o impacto dos aumentos tarifários da ANEEL sobre nossos consumidores, para evitar diminuição do consumo de energia, para motivar nossos consumidores a pagar suas faturas em dia e para atrair novos consumidores. Esses descontos foram interrompidos a partir de junho de 2006.

A leve queda no volume de energia vendida a consumidores finais em 2006 refletiu principalmente uma queda de 5,7% no volume vendido para consumidores industriais, porque (i) alguns de nossos consumidores industriais tornaram-se Consumidores Livres e decidiram adquirir energia de um de nossos concorrentes; (ii) a produção industrial foi menor devido à redução dos preços internacionais de certas commodities ; e (iii) o real se valorizou. Por outro lado, o volume de energia que vendemos a consumidores comerciais, residenciais e rurais e outros aumentou 5,4%, 3,7% e 3%, respectivamente, em 2006.

O aumento no volume de eletricidade vendido a nossos consumidores comerciais é em grande medida resultado das condições favoráveis do setor terciário (especialmente os segmentos de atacado, varejo, hotelaria e alimentos) combinadas com o aumento do número de consumidores. Em dezembro de 2006, 278.963 novos consumidores comerciais foram faturados, número 2,1% maior que os 273.124 consumidores faturados em dezembro de 2005.

A taxa de crescimento de 3% no volume de eletricidade vendido a nossos consumidores rurais e a outros consumidores deveu-se principalmente à longa seca, que exigiu maior uso de irrigação. O consumo rural médio aumentou 2,7% comparado com o ano anterior, alcançando 363,1 kWh/mês. O consumo residencial aumentou 3,7% em razão de um aumento no número de consumidores residenciais e de um aumento de 0,7% na taxa de consumo por consumidor residencial em relação a 2005.

Vendas de Eletricidade a Distribuidores. As vendas de eletricidade a distribuidores incluem vendas mediante contratos bilaterais (35,5% das receitas totais de vendas a distribuidores em 2006), vendas por meio de leilões CCEAR (49,2%), vendas à CCEE e ao Sistema Interligado (12,2%) e vendas a distribuidores no Paraná (3,1%).

Nossas receitas de vendas de eletricidade a distribuidores aumentaram 35,9% em 2006, principalmente devido ao vencimento do Contrato Inicial de Suprimento entre a COPEL Geração e a COPEL Distribuição (excluído nos montantes consolidados) e a conseqüente venda de 368 MW médios para o período de 2006 a 2013 no primeiro leilão de energia de usinas existentes. Também contabilizamos como vendas para distribuidores as receitas do despacho emergencial da Usina de Araucária de setembro de 2006 a dezembro de 2006, no valor de R$ 87,1 milhões, e registramos aumento na receita do contrato bilateral para suprimento à Celesc (de 380 MW médios em 2005 para 480 MW médios em 2006).

Uso da Rede Principal de Transmissão. As receitas decorrentes do uso por terceiros de nossa Rede Principal de Transmissão aumentaram 5,9% em 2006 graças aos aumentos tarifários concedidos pela ANEEL em junho de 2005 e junho de 2006, à incorporação de novas linhas de transmissão que ampliaram nossa rede de transmissão e ao aumento da tarifa TUSD.

do combustível que recebemos para nossa usina termelétrica. Essas receitas aumentaram 12,7% em 2006, principalmente em razão das maiores receitas pela venda de gás natural.

ICMS e outros encargos. Para calcular as receitas operacionais líquidas, deduzimos o Imposto sobre a Circulação de Bens e Serviços cobrado pelo Estado do Paraná, geralmente com alíquota de 27,0%, e diversos outros encargos que pagamos sobre os montantes cobrados dos consumidores finais. Esses encargos geralmente aumentam com o montante de nossas receitas brutas de vendas a consumidores finais. O montante de ICMS e outros encargos foi de 34,1% de nossas receitas brutas em 2006 e de 34,7% em 2005.

Despesas Operacionais

As despesas operacionais totais caíram 7,7% em 2006, devido principalmente aos efeitos de reversão relativos aos montantes do contrato de gás e às provisões para COFINS. Os fatores mais importantes foram os seguintes:

• Energia adquirida para revenda. Nossas despesas com energia que compramos para revenda cresceram R$ 3,4 milhões, ou apenas 0,2%, em 2006. Os principais montantes contabilizados foram: R$335,4 milhões para ITAIPU, R$227,4 milhões para a CIEN, R$87,7 milhões para Itiquira e R$654,1 milhões para os leilões de energia. Além disso, R$ 45,2 milhões foram contabilizados como CVA passiva.

• Uso da Rede Principal de Transmissão. As despesas de uso da Rede Principal de Transmissão aumentaram R$ 4,0 milhões, ou 0,8%, em 2006. O aumento foi devido aos aumentos tarifários concedidos pela ANEEL em junho de 2005 e 2006.

• Despesas com Pessoal. Nossas despesas com pessoal cresceram R$ 75,4 milhões, ou 13,3%, em 2006. Esse aumento foi devido principalmente (i) aos aumentos salariais concedidos em acordo coletivo de trabalho em outubro de 2005 (5,9%) e outubro de 2006 (3,5%); (ii) a um aumento no número de empregados; e (iii) a nossa maior contribuição ao plano de participação dos empregados nos lucros.

• Matérias-primas e insumos para a geração de energia. Essa conta reflete a reversão de R$ 298,1 milhões devido ao acordo firmado em maio de 2006 entre a COPEL, a Petrobras e a Compagas com relação ao gás natural para a Usina de Araucária.

• Provisões e reversões. Essa conta inclui a reversão das provisões de COFINS, no montante de R$ 197,6 milhões, em dezembro de 2006, parcialmente compensada pela contabilização relativa à Energética Rio Pedrinho (R$ 25,0 milhões) e à Consórcio Salto Natal Energética (R$ 23,8 milhões).

Receitas (Despesas) Financeiras Líquidas

Registramos R$ 294,7 milhões de receitas financeiras líquidas em 2006, contra despesas financeiras líquidas de R$ 101,0 milhões em 2005.

Nossas despesas financeiras caíram 12,6% em 2006, principalmente em razão da reversão de dois eventos não-recorrentes em 2005: as multas contratuais devidas à Compagas, no valor de R$ 190,9 milhões, e os encargos sobre operações com derivativos, no valor de R$ 42,0 milhões.

As receitas financeiras aumentaram 84,0% em 2006, em comparação com 2005, devido principalmente à contabilização de R$ 283,2 milhões em maio de 2006 relativos aos descontos obtidos nas negociações entre a COPEL, a Petrobras e a Compagas sobre o contrato de compra de gás para a UEG Araucária. Outros fatores que contribuíram para esse resultado incluem (i) a receita maior de investimentos financeiros, devido à maior disponibilidade de caixa no período e (ii) os ganhos com operações com derivativos (R$ 22,4 milhões).

Participação nos Resultados de Coligadas

Nossa parcela proporcional dos resultados de coligadas pelo método da equivalência patrimonial resultou em prejuízo de R$ 6,2 milhões em 2006 e em lucro de R$ 9,0 milhões em 2005. O prejuízo em 2006 foi resultado principalmente da contabilização de prejuízo com as coligadas Sercomtel Telecomunicações (R$ 11,7 milhões) e Sercomtel Celular (R$ 2,7 milhões).

Imposto de Renda

Em 2006, registramos despesa com imposto de renda de R$ 557,7 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 30.7% sobre nossa renda antes do imposto. Em 2005, registramos despesa com imposto de renda de R$ 198,2 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 27.6% sobre nossa renda antes do imposto. Esse aumento em nossa alíquota efetiva de imposto de renda foi devido principalmente à redução de benefícios fiscais sobre a renda antes da incidência do imposto, que foram de 3,3% em 2006 contra 6,4% em 2005.

Liquidez e Recursos de Capital

Nossas principais necessidades de capital historicamente têm sido financiar a expansão e melhoria de nosso sistema de transmissão e distribuição e a expansão do nosso negócio de geração. Os investimentos de capital foram de R$ 530, milhões em 2007 (incluindo a aquisição da Centrais Eólicas do Paraná e os investimentos na UEG Araucária, Compagas e Elejor), de R$ 1.010,0 milhões em 2006 (incluindo a aquisição da Usina Termelétrica de Araucária e os investimentos na Compagas e na Elejor) e de R$ 671,6 milhões em 2005. A tabela seguinte apresenta nossas aplicações de capital para os períodos indicados.

Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005 (em milhões de reais) Geração e Transmissão ...... 56,7 88,7 99,9 Distribuição...... 423,8 383,8 311,0 Telecomunicações...... 31,6 30,1 23,7 Participação em coligadas...... 3,1 (2) 436,7 (1) 2,7 Usina Termelétrica de Araucária 0,9 - - Compagas...... 13,8 10,9 9,2 ELEJOR...... 0,5 59,8 225,1 Total ...... 530,4 1.010,0 671,6

______(1) Inclui a aquisição da Usina Termelétrica de Araucária.

(2) Inclui a aquisição da Centrais Eólicas do Paraná, no valor de R$ 2,1 milhões.

Nossos investimentos totais de capital orçados para 2008 são de R$ 839,9 milhões, dos quais:

• R$ 487, 3 milhões são para distribuição, incluindo R$ 99,8 milhões alocados a investimentos em ativos de transmissão de baixa tensão (69 kV e 138 kV) que foram transferidos para a COPEL Distribuição em razão da cisão da COPEL Transmissão;

• R$ 263,0 milhões são para geração e transmissão, incluindo R$ 118,4 milhões alocados a investimentos em ativos de transmissão de alta tensão (230 kV ou superior);

• R$ 42,1 milhões são para nosso negócio de telecomunicação, R$ 35,3 milhões para distribuição de gás canalizado, R$ 6,3 milhões para a Usina Termelétrica de Araucária, R$ 5,8 milhões para a ELEJOR e R$ 0,1 milhão para investimentos em nossas coligadas.

Historicamente, temos financiado nossa liquidez e necessidades de capital principalmente com recursos propiciados por nossas operações e mediante financiamento externo. Nossa principal fonte de recursos em 2007 foram nossas atividades operacionais. Em 2007, os recursos líquidos proporcionados por nossas atividades operacionais foram de R$ 1.357,3 milhões, um aumento em relação aos R$ 911,5 milhões de 2006. Esse aumento deveu-se basicamente ao ajuste de reversão de provisão para contingências no lucro líquido em 2006 que não afetou o fluxo de caixa. Esperamos que nosso fluxo de caixa proveniente das atividades operacionais seja suficiente para financiar nossas aplicações de capital em 2008.

A nossa capacidade de gerar recursos suficientes para atender a nossas aplicações planejadas depende de uma variedade de fatores, incluindo nossa capacidade de manter níveis adequados de tarifas, de obter autorizações legais e ambientais, de ter acesso a mercados de capitais domésticos e internacionais e de uma série de contingências operacionais e outras. Além disso, podemos buscar investir em participações majoritárias em outras companhias elétricas existentes, em serviços de comunicações ou em outras áreas, que podem exigir financiamento doméstico e internacional adicional.

Como outras companhias estatais, estamos sujeitos a restrições sob as resoluções do Conselho Monetário Nacional (o “CMN”) quanto à nossa capacidade de obter financiamentos de fontes nacionais e internacionais. Essas restrições podem limitar nossa capacidade de ter acesso a fontes externas de financiamento se nossos recursos gerados internamente forem insuficientes para cobrir nossas aplicações de capitais orçadas.

Nossos empréstimos e financiamentos totais em 31 de dezembro de 2007 eram de R$ 2.102,5 milhões. Aproximadamente R$ 78,1 milhões do endividamento total em 31 de dezembro de 2007 eram expressos em dólares americanos, R$ 8,0 milhões em ienes japoneses e R$ 62,7 milhões indexados a uma cesta de moedas estrangeiras. Para mais informações sobre os termos e condições desses empréstimos e financiamentos, ver Nota 16 de nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas. Nossos principais contratos de empréstimos e financiamentos são:

• Eletrobrás (incluindo a dívida da ELEJOR) - Devemos R$ 410,6 milhões à Eletrobrás referentes a programas governamentais de financiamento da expansão do setor elétrico.

• BID - Também devemos R$ 62,7 milhões ao BID por um empréstimo para financiar a construção da Usina Hidrelétrica de Segredo e do projeto de Derivação do Rio Jordão. Esse empréstimo é garantido pelo governo brasileiro e por gravames sobre os ativos financiados.

• Banco do Brasil S.A. – Devemos R$ 351,2 milhões ao Banco do Brasil, que foram emprestados para pagar debêntures emitidos em 2002, 2005 e 2006.

Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos R$ 1.174,5 milhões em debêntures conversíveis emitidas pela ELEJOR e debêntures não conversíveis emitidas pela COPEL. Os termos dessas debêntures estão resumidos na Nota 17 de nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas.

Possuímos várias contingências e ações judiciais que poderiam ter impacto adverso relevante sobre nossa liquidez. Além disso, estamos questionando determinação da ANEEL que nos obrigaria a pagar montantes adicionais por energia que adquirimos para revenda no MAE durante o período de racionamento em 2001 e no primeiro trimestre de 2002. Também estamos envolvidos em diversas ações judiciais, incluindo o questionamento da legalidade de certos tributos federais que nos foram cobrados, alegações de consumidores industriais de que certos aumentos nas tarifas de eletricidade entre março e novembro de 1986 seriam ilegais, e várias pretensões trabalhistas. Essas contingências são descritas em “Item 8. Informações Financeiras – Ações Judiciais”. Se quaisquer dessas ações forem julgadas contra nós individual ou coletivamente, elas poderão ter efeito adverso relevante sobre nossa liquidez e nossa condição financeira.

Obrigações Contratuais

Na tabela abaixo apresentamos algumas obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2007 e o período em que elas vencem. A tabela abaixo não inclui obrigações relativas ao plano de aposentadoria nem pagamentos estimados de juros sobre nossos empréstimos, financiamentos e debêntures.

Pagamentos devidos por período Menos de Mais de 5 Total um ano 1 a 3 anos 3 a 5 anos anos (em milhões de reais) Obrigações contratuais: Empréstimos e financiamentos...... 833.3 92,7 116,6 95,8 528,1 Debêntures...... 1.174,5 171,8 198,3 692,1 112,3 Fornecedores...... 556,9 366,5 38,1 76,2 76,2 Obrigações de compra (1) ...... 19.255,4 1.833,7 4.126,2 4.814,6 8.480,9 Pagamentos da concessão - 996,0 34,3 68,6 68,6 824,5 ELEJOR Ações resgatáveis da ELEJOR (2) 94,7 - 16,5 33,0 45,2

Total ...... 22.910,8 2.499,0 4.564,3 5.780,3 10.067,2

______(1) Consiste em compromissos de compra de energia elétrica conforme obrigações contratuais que incluem todos os termos relevantes, incluindo quantidades fixas ou mínimas a serem adquiridas; disposições sobre preços e sobre datas de entrega fixos, mínimos ou variáveis; e datas de fornecimento. Baseado no preço de compra aplicável em 31 de dezembro de 2007. (2) Consiste em ações resgatáveis da Eletrobrás na ELEJOR. Juros e correção monetária de R$ 50,0 milhões estão registrados em empréstimos e financiamentos. Em agosto de 2007, a ELEJOR antecipou o resgate de ações no montante de R$ 20,4 milhões e pagou juros e variação monetária no valor de R$ 18,7 milhões.

Também estamos sujeitos a contingências relativas a questões tributárias, trabalhistas e civis e registramos provisões para um passivo acumulado de ações judiciais relativas a essas questões de R$ 514,3 milhões em 31 de dezembro de 2007. Para maiores informações, ver “Item 8. Informações Financeiras—Ações Judiciais” e a Nota 21 de nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas.

Ajustes Extrabalanço

Não fizemos nenhum ajuste extrabalanço que tenham ou razoavelmente possam ter efeito presente ou futuro sobre nossa condição financeira, as mudanças em nossa condição financeira, nossas receitas ou

despesas, os resultados de nossas operações, nossa liquidez e nossos investimentos ou recursos de capital e que sejam relevantes para os investidores.

Reconciliação com os PCGA nos Estados Unidos

Preparamos nossas demonstrações contábeis consolidadas de acordo com os PCGA no Brasil, que diferem em aspectos significativos dos PCGA nos Estados Unidos. As diferenças são descritas na Nota 35 das Demonstrações Contábeis Consolidadas. Nosso lucro líquido sob os PCGA no Brasil foi de R$ 1.106,6 milhões em 2007, R$ 1.242,7 milhões em 2006 e R$ 502,4 milhões em 2005. Sob os PCGA nos Estados Unidos, teríamos registrado lucro líquido de R$ 981,2 milhões em 2007, R$ 1.019,3 milhões em 2006 e R$ 556,5 milhões em 2005. Nosso patrimônio líquido sob os PCGA no Brasil era de R$ 7.236,2 milhões em 31 de dezembro de 2007 e R$ 6.376,3 milhões em 31 de dezembro de 2006. Sob os PCGA nos Estados Unidos, teríamos registrado patrimônio líquido de R$ 7.840,7 milhões em 31 de dezembro de 2007 e R$ 7.169,4 milhões em 31 de dezembro de 2006.

Para uma discussão das principais diferenças entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos Estados Unidos no que diz respeito a nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas e para uma reconciliação de lucro líquido e do patrimônio líquido, ver Nota 35 das Demonstrações Contábeis Consolidadas.

Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados

Somos dirigidos por:

• um Conselho de Administração, que pode ser composto por sete a nove membros, atualmente com nove membros; e

• Uma Diretoria, composta por sete membros.

Conselho de Administração

O Conselho de Administração se reúne ordinariamente a cada três meses e é responsável, entre outras atribuições, por:

• estabelecer a nossa estratégia corporativa;

• definir a orientação geral dos nossos negócios;

• definir as responsabilidades dos membros de nossa Diretoria; e

• escolher e substituir os membros de nossa Diretoria.

As reuniões do Conselho de Administração exigem como quórum a maioria dos conselheiros e as decisões são tomadas por voto da maioria. Os membros do Conselho de Administração são eleitos para mandatos de dois anos e podem ser reeleitos. Dos nove membros atuais do Conselho de Administração:

• sete são eleitos pelos portadores de ações ordinárias;

• um é eleito pelos acionistas minoritários, portadores de ações ordinárias ou preferenciais; e

• um é eleito pelos nossos empregados.

O membro de nosso Conselho de Administração eleito pelos acionistas não controladores terá o direito de vetar (desde que com a devida justificativa) a escolha do auditor independente feita pela maioria dos membros do Conselho de Administração.

O Governo do Paraná e o BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (“BNDESPAR”), com a interveniência da Companhia e da Paraná Investimentos S.A., são partes num acordo de acionistas datado de 22 de dezembro de 1998, aditado em 29 de março de 2001 (o “Acordo de Acionistas”). O BNDESPAR é uma subsidiária integral do BNDES. Sob o Acordo de Acionistas, as partes concordam em exercer seus direitos de voto de modo que:

• o Governo do Paraná indique cinco membros do Conselho de Administração; e

• o BNDESPAR indique dois membros do Conselho de Administração.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, os acionistas minoritários têm direito de indicar e remover um membro do Conselho de Administração, em eleição separada, quando tais acionistas minoritários (i) possuírem pelo menos 15% das ações com direito a voto da companhia ou (ii) possuírem pelo menos 10% das ações sem direito a voto e em circulação da companhia.

O mandato dos atuais membros do Conselho de Administração expira em 2009. Os atuais membros do Conselho de Administração são os seguintes:

Nome Cargo Desde João Bonifácio Cabral Júnior...... Presidente 2003 Rubens Ghilardi ...... Membro 2005 Jorge Michel Lepeltier ...... Membro 2007 Munir Karam...... Membro 2008 Laurita Costa Rosa...... Membro 2004 Rogério de Paula Quadros...... Membro 2005 Nelson Fontes Siffert Filho ...... Membro 2005 Luiz Antonio Rodrigues Elias ...... Membro 2006 Nildo Rossato...... Membro 2007

Abaixo são apresentados breves currículos de cada um dos membros do Conselho de Administração:

João Bonifácio Cabral Júnior. O Sr. Cabral Júnior tem 62 anos. É graduado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Paraná e cursou especialização em Direito Público e pós-graduação em Direito Internacional e Negócios Internacionais na Universidade de Santa Catarina em 2001. Anteriormente, o Sr. Cabral Júnior serviu como Procurador Geral do Tribunal de Contas do Estado do Paraná e como Diretor Administrativo da Itaipu Binacional. É Diretor Jurídico da Itaipu Binacional há dez anos. O Sr. Cabral Júnior foi indicado pelo Governo do Paraná.

Rubens Ghilardi. O Sr. Ghilardi tem 68 anos. É graduado em Economia pela Faculdade de Economia do Paraná e em Administração de Empresas pela Faculdade de Economia e Administração de Empresas da Pontifícia Universidade Católica do Paraná. Anteriormente, o Sr. Ghilardi serviu como Diretor Financeiro da Itaipu Binacional, Escelsa e COPEL. Ele é atualmente nosso Diretor Presidente.

Jorge Michel Lepeltier. O Sr. Lepeltier tem 60 anos. É graduado em Economia e Contabilidade pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo e cursou administração ambiental na Escola Superior de Agricultura Luiz de Queiroz – ESALQ-USP. Anteriormente, o Sr. Lepeltier serviu como tesoureiro e então diretor administrativo-financeiro e diretor de relações com o mercado da Brasmotor S.A. e como

assistente administrativo e gerente de auditoria na PricewaterhouseCoopers. O Sr. Lepeltier foi indicado pelos acionistas minoritários.

Munir Karam. O Sr. Karam tem 70 anos. É graduado em Direito pela Universidade Federal do Paraná. Anteriormente, serviu como juiz da corte estadual e como professor de Direito. Atualmente, o Sr. Karam é presidente do Conselho de Administração da ParanaPrevidência, o fundo de pensão do Estado do Paraná, e membro da faculdade de Direito da Universidade Federal do Paraná. O Sr. Karam foi indicado pelo Estado do Paraná.

Laurita Costa Rosa. A Sra. Rosa tem 49 anos. É graduada em Contabilidade pela Fundação de Estudos Sociais do Estado do Paraná. Anteriormente, a Sra. Rosa foi Secretária-Geral da Junta Comercial do Estado do Paraná. A Sra. Rosa foi indicada pelo Estado do Paraná.

Rogério de Paula Quadros. O Sr. Quadro tem 56 anos. É graduado em Ciências Econômicas pela Universidade Estadual de Ponta Grossa. Anteriormente, o Sr. Quadros serviu como Presidente do Comitê de Finanças, Orçamento e Auditoria do Município de Ponta Grossa. Ele foi indicado pelo Estado do Paraná.

Nelson Fontes Siffert Filho. O Sr. Siffert tem 47 anos. É graduado e mestre em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e doutor em Economia pela Universidade de São Paulo. O Sr. Siffert é o chefe do departamento de energia do BNDES. Ele foi indicado pelo BNDESPAR.

Luiz Antonio Rodrigues Elias. O Sr. Elias tem 55 anos. É graduado em Economia pela Universidade Benett – Centro Universitário Metodista de Brasília. Anteriormente, o Sr. Elias foi um dos diretores da Rede Ferroviária Federal por indicação do Ministério do Planejamento e pesquisador do Instituto Nacional de Propriedade Intelectual – INPI, onde era responsável pelos departamentos de transferência de tecnologia. O Sr. Elias é atualmente um dos diretores de desenvolvimento tecnológico e de inovação do Ministério da Ciência e Tecnologia, presidente dos comitês administrativos do fundo setorial de energia elétrica (CT - Energ) e do fundo setorial de minerais (CT-Mineral) e membro do Conselho Fiscal das Indústrias Nucleares Brasileiras – INB. O Sr. Elias foi indicado pelo BNDESPAR.

Nildo Rossato. O Sr. Rossato tem 42 anos. É técnico em administração de negócios rurais pelas Faculdades Reunidas de Administração, Ciências Contábeis e Ciências Econômicas de Palmas – FACEPAL. O Sr. Rossato entrou para a COPEL em 1986 e atualmente trabalha como gerente na diretoria de distribuição da Companhia. Ele foi indicado por nossos empregados como membro do Conselho de Administração.

Diretoria

A Diretoria da COPEL se reúne semanalmente e é responsável por sua administração cotidiana. Cada Diretor possui também responsabilidades individuais estabelecidas pelo nosso Estatuto.

De acordo com nosso Estatuto, a Diretoria consiste de sete membros. Os Diretores são eleitos pelo Conselho de Administração para mandatos de três anos, mas podem ser destituídos pelo Conselho de Administração a qualquer tempo. Pelo Acordo de Acionistas, o BNDESPAR tem direito de indicar um membro da Diretoria. O mandato dos atuais membros da Diretoria expira em dezembro de 2008. Os atuais membros da Diretoria são:

Nome Cargo Desde Rubens Ghilardi Diretor Presidente 2005 Paulo Roberto Trompczynski Diretor Financeiro, Diretor de Relações com Investidores e Gestor de 2005 Portfólio de Investimentos

Ronald Thadeu Ravedutti Diretor de Distribuição 2005 Raul Munhoz Neto Diretor de Geração, Transmissão e Telecomunicações 2006 Luiz Antonio Rossafa Diretor de Engenharia 2008 Antonio Rycheta Arten Diretor de Gestão Corporativa 2008 Zuudi Sakakihara Diretor Jurídico 2006

Abaixo são apresentadas breves descrições biográficas de cada um de nossos atuais diretores.

Paulo Roberto Trompczynski. O Sr. Trompczynski tem 63 anos. É graduado em Direito pela Universidade Federal do Paraná. Anteriorment, o Sr. Trompczynski foi chefe do departamento jurídico da Fundepar, auditor da Prefeitura de Curitiba e membro do Conselho Fiscal da COPEL.

Ronald Thadeu Ravedutti. O Sr. Ravedutti tem 58 anos. É graduado em Economia pela Fundação de Estudos Sociais do Paraná e pós-graduado em Finanças de Serviços Públicos, Economia e Finanças, Engenharia Econômica, Administração Financeira e Análise de Sistemas. Ele foi Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidores da COPEL de abril a dezembro de 1994.

Raul Munhoz Neto. O Sr. Munhoz Neto tem 65 anos. É graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Paraná. Anteriormente, o Sr. Munhoz Neto foi Diretor Financeiro e Administrativo da Usina Termelétrica de Araucária e Diretor de Obras e Engenharia da COPEL.

Luiz Antonio Rossafa. O Sr. Rossafa tem 53 anos. É graduado em Engenharia Agronômica pela Faculdade de Agronomia Luiz Meneghel do Paraná e mestre em Agricultura pela Universidade Estadual Paulista – UNESP. O Sr. Rossafa foi Presidente do Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia do Estado do Paraná.

Antonio Rycheta Arten. O Sr. Arten tem 55 anos. É graduado em contabilidade pela FAE - Faculdade de Economia e Administração e mestre em economia e engenharia de finanças pela Sociedade Paranaense de Ensino – SPEI. Foi Diretor Presidente (2003-2008) e Diretor Administrativo e Financeiro (2003) da Agência de Desenvolvimento do Estado do Paraná (AFPR). Foi suplente e membro do Conselho Fiscal da COPEL em 2003-2004 e 2004-2005, respectivamente.

Zuudi Sakakihara . O Sr. Sakakihara tem 70 anos. É graduado em Direito pela Faculdade de Direito da Universidade Federal do Paraná e cursou especialização em processo civil na Universidade de Brasília e em direito tributário na Pontifícia Universidade Católica de São Paulo. Anteriormente, o Sr. Sakakihara foi professor de direito tributário na Escola da Magistratura Federal do Paraná e na Universidade Federal do Paraná, professor de direito tributário no mestrado da Universidade Estadual de Londrina e na Pontifícia Universidade Católica do Paraná. Também foi juiz federal em Londrina e Curitiba, diretor jurídico do Banco BHM de Investimentos, membro do conselho de contribuintes do Estado do Paraná e diretor jurídico de instituições financeiras e de empresas prestadoras de serviços e comerciais.

Conselho Fiscal

Temos um Conselho Fiscal permanente, que geralmente se reúne a cada três meses. O Conselho Fiscal se compõe de cinco membros efetivos e cinco suplentes, eleitos pelos acionistas na Assembléia

Geral Ordinária, com mandato de um ano. O Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores externos da COPEL, é responsável por:

• examinar e dar parecer sobre as Demonstrações Contábeis da Companhia aos acionistas;

• emitir pareceres especiais sobre mudanças no capital social, orçamento da Companhia, propostas de distribuição de dividendos e reestruturação organizacional; e

• em geral fiscalizar as atividades da administração da COPEL e dar parecer sobre elas aos acionistas.

A tabela a seguir lista os membros e suplentes atuais do Conselho Fiscal, indicados na 53ª. Assembléia Geral Ordinária em 27 de abril de 2008 e cujos mandatos vencem em 2009:

Nome Desde Osmar Alfredo Kohler – Presidente...... 2008 Heron Arzua ...... 2005 Beatriz Oliveira Fortunato ...... 2008 Nelson Pessuti ...... 2003 Márcio Luciano Mancini ...... 2005

Suplentes Desde Moacir José Soares ...... 2003 Maurílio Leopoldo Schmitt...... 2003 Frederico Djun Takahashi Saraiva...... 2008 Serafim Charneski ...... 2004 Vago ...... -

Comitê de Auditoria

Em junho de 2005, nossos acionistas alteraram nosso estatuto para estabelecer um Comitê de Auditoria composto de pelo menos três conselheiros, com mandato de dois anos, podendo ser reeleitos. De acordo com o estatuto do Comitê de Auditoria, os membros do Comitê de Auditoria são indicados por resolução do Conselho de Administração e podem por ele ser substituídos. Os membros atuais do Comitê de Auditoria com mandatos até 2009 são: o Sr. Jorge Michel Lepeltier, o Sr. Rogério de Paula Quadros e a Sra. Laurita Costa Rosa. Todos os membros do Comitê de Auditoria são membros de nosso Conselho de Administração. O Comitê de Auditoria é responsável por nossas Demonstrações Contábeis, assegurando o cumprimento de todas as exigências legais relacionadas com as obrigações de divulgação, monitorando o trabalho dos auditores independentes e de nossa equipe encarregada da auditoria interna da Companhia e revisando a eficácia dos procedimentos e pessoal de controle interno e de gerenciamento de riscos.

Sob a legislação brasileira, a função de contratar auditores independentes é reservada ao conselho de administração das empresas. Assim, nosso Conselho de Administração atua como nosso Comitê de Auditoria, conforme especificado pela Seção 3(a)(58) do Exchange Act , para fins de aprovação, caso a caso, de qualquer convocação de nossos auditores independentes para realizar para nós ou nossas subsidiárias qualquer auditoria ou serviços de outra natureza. Exceto nesses aspectos, nosso Comitê de Auditoria é comparável com os comitês de auditorias de empresas dos Estados Unidos e realiza as mesmas funções desses comitês.

Remuneração dos Conselheiros e Diretores

Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, o montante agregado das remunerações pagas pela COPEL a todos os Membros do Conselho de Administração, aos Diretores e aos membros do

Conselho Fiscal foi de R$ 5,5 milhões, conforme aprovado pela Assembléia Geral Ordinária da COPEL realizada em 27 de abril de 2007.

Empregados

Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos 8,347 empregados, contra 8,119 empregados em 31 de dezembro de 2006 e 7.704 empregados em 31 de dezembro de 2005. Incluindo os empregados da Compagas, da Elejor e da UEG Araucária (companhias em que possuímos participação majoritária), tínhamos 8.441 empregados no fim de 2007. Além de nossos empregados, em 2007 tivemos aproximadamente 2.237 empregados de terceiros prestando serviços para nós, incluindo serviços de vigilância e limpeza. Incluindo as companhias controladas, os empregados de terceiros somaram 2.244 no fim de 2007.

A tabela seguinte mostra o número de empregados e o desdobramento dos empregados por categoria de atividade nas datas indicadas para cada área de nossas operações:

Em 31 de dezembro Área 2007 2006 2005 1.394* 979 Geração e Transmissão** ...... 1.072 Distribuição ...... 5.351* 5.542 5.144 Telecomunicações...... 243 252 227

Staff corporativo e pesquisa e desenvolvimento ...... 1.342 1.323 1.228 Outros empregados...... 17 23 33 Total de empregados das subsidiárias integrais da COPEL 8.347 8.119 7.704 Compagas 85 76 67 ELEJOR 6 6 4 UEG Araucária 3 5 - Total ...... 8.441 8.206 7.775 * Em 31 de dezembro de 2007, todos os empregados da COPEL Transmissão foram transferidos para a COPEL Geração e Transmissão S.A e para a COPEL Distribuição. Para efeitos de comparação essa tabela reflete essa transferência retrospectivamente em 2006 e 2005.

Todos os nossos empregados são cobertos por acordos coletivos de trabalho que renegociamos anualmente com os sindicatos representativos das várias categorias profissionais. Em 2007, negociamos e assinamos acordos trabalhistas com os sindicatos que representam nossos empregados, com vigência a partir de outubro de 2007, por um período de um ano. Concordamos em reajustar os salários em 5,5% em 2007.

Fornecemos uma série de benefícios a nossos empregados. O mais significativo é o patrocínio, pela Companhia, da Fundação COPEL de Previdência e Assistência Social (a “Fundação COPEL”), que suplementa a aposentadoria concedida pelo governo federal e os benefícios na área de saúde disponíveis para nossos empregados. Em 31 de dezembro de 2007, aproximadamente 99% dos nossos empregados tinham optado por participar de um plano de contribuição definida.

De acordo com a legislação federal e a nossa política de remuneração, nossos empregados participam de um plano de participação nos lucros. A quantia, estabelecida mediante acordo com uma comissão de empregados, está sujeita à aprovação do Conselho de Administração e dos acionistas. Nossos empregados têm direito a participar dos lucros em anos em que a relação entre o lucro líquido e o patrimônio líquido for de pelo menos 9,0% e determinados critérios de desempenho forem satisfeitos. Em 2007, R$ 54,3 milhões foram distribuídos aos empregados a título de participação nos lucros. Em 2006 e

2005, R$ 52,0 milhões e R$ 32,3 milhões, respectivamente, foram registrados como participação dos empregados nos lucros. Os termos do acordo de participação nos lucros estão atualmente sendo revisados e renegociados para anos futuros.

Participação Acionária

Em 31 de maio de 2008, nossos conselheiros e diretores, coletivamente, detinham, direta ou indiretamente, menos de 1,0% de nossas ações de qualquer classe.

Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas

Desde 1954, o Estado do Paraná possui a maioria das nossas ações ordinárias e exerce o controle da COPEL. Em 31 de dezembro de 2007, o Estado do Paraná detinha diretamente 58,6% das ações ordinárias, e o BNDESPAR detinha direta e indiretamente 26,4% das ações ordinárias.

A tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade das ações ordinárias da COPEL em 31 de maio de 2008.

Ações Ordinárias (em milhões) (% do total) Acionista Estado do Paraná ...... 85.028 58,6 BNDESPAR...... 38.299 26,4 ELETROBRAS ...... 1.531 1,1 ADR ...... 5.273 3,0 Em negociação na BOVESPA ...... 14.340 10,5 Outros...... 560 0,4 Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto...... 0(1) 0,0 Total ...... 145.031 100,0 ______(1) Nossos conselheiros e diretores detêm um total de 111 ações.

Em 31 de maio de 2008, 1,49% das ações ordinárias e 15,33% das ações classe B pertenciam a 170 portadores registrados na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia – CBLC (a “CBLC”) como residentes nos Estados Unidos. Na mesma data, as ADRs representavam 3,6% das ações ordinárias, e as ADSs representavam 22,0% das ações preferenciais classe B; juntas, representavam aproximadamente 12,2% de nosso capital social total. Até 31 de maio de 2008, nossos acionistas aprovaram a conversão de 873 ações classe A em ações classe B.

Acordo de Acionistas

Sob o Acordo de Acionistas, o Estado do Paraná não poderá aprovar, sem autorização prévia do BNDESPAR, as seguintes matérias:

• reforma de nosso Estatuto;

• redução ou aumento de nosso capital social;

• mudança em nosso objeto social;

• criação de uma nova classe de nossas ações preferenciais;

• emissão de títulos conversíveis em nossas ações ou opções de compra para nossas ações;

• agrupamento ou desdobramento de ações emitidas;

• incorporação de reservas, fundos ou provisões contábeis que afetem os direitos e interesses dos acionistas minoritários;

• liquidações ou reestruturações corporativas voluntárias;

• fusão, cisão, transformação, transferência ou aquisição de participações em outras companhias;

• criação de subsidiárias integrais;

• adoção de política em relação aos acionistas minoritários em caso de fusão, cisão e transferência de controle da COPEL; e

• redução de dividendos obrigatórios.

TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Realizamos transações, incluindo venda de energia elétrica, com nossos principais acionistas e com nossas coligadas. As tarifas que cobramos sobre a energia elétrica vendida a nossas partes relacionadas são aprovadas pela ANEEL, e os montantes não são significativos.

Transações com Acionistas

Segue abaixo um resumo das transações mais significativas com nossos principais acionistas:

Governo do Estado do Paraná

O Estado do Paraná possui 58,6% de nossas Ações Ordinárias. Possuíamos um crédito a receber do governo do Estado do Paraná referente ao Acordo da CRC no valor de R$ 1.250,4 milhões em 31 de dezembro de 2007. O crédito é remunerado com juros à taxa anual de 6,65% e ajustado de acordo com o índice de inflação IGP-DI. Também tínhamos montantes a pagar de ICMS de R$ 126,3 milhões em 31 de dezembro de 2007. As despesas com ICMS em 2007 foram de R$ 1.507,9 milhões. Registramos renda de juros e variação monetária sobre o repasse da CRC ao Governo do Estado do Paraná de R$ 167,5 milhões em 2007. Para mais informações, ver “Item 5. Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas—Visão Geral—Impacto da CRC”.

BNDESPAR

O BNDESPAR possui 26,4% de nossas Ações Ordinárias. O BNDESPAR é uma subsidiária integral do BNDES e tem o direito de nomear dois membros de nosso Conselho de Administração. Possuíamos empréstimos do BNDES no valor de R$ 25,4 milhões em 31 de dezembro de 2007 e registramos despesas com juros de R$ 2,4 milhões em 2007. Em 31 de dezembro de 2007, possuíamos debêntures emitidos pela ELEJOR e devidos ao BNDESPAR no valor de R$ 272,5 milhões.

Transações com Coligadas

Mantemos uma série de transações com nossas coligadas. As transações relevantes são:

Centrais Eólicas do Paraná Ltda.

Firmamos um contrato de compra de energia com a Centrais Eólicas do Paraná. Em 2006, nossas compras da Centrais Eólicas do Paraná totalizaram R$ 1,0 milhão. Desde agosto de 2007, possuímos 100% do capital social da Centrais Eólicas do Paraná e a consolidamos integralmente em nossas demonstrações contábeis.

Dona Francisca Energética S.A.

Possuímos 23.03% do total das ações emitidas e em circulação da Dona Francisca Energética S.A. Tínhamos contas a pagar no valor de R$ 51,5 milhões em 31 de dezembro de 2007.Prestamos garantia a Dona Francisca em relação a empréstimos obtidos do Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID e do BNDES, em valor proporcional a nossa participação em Dona Franscisca. O saldo desses empréstimos e financiamentos era de R$ 139 milhões em 31 de dezembro de 2007.

Dominó Holdings S.A.

Em 14 de janeiro de 2008, a COPEL adquiriu a participação da Sanedo na Dominó Holdings S.A., que correspondia a 30% de seu capital social, por R$ 110,2 milhões. A COPEL agora detém uma participação de 45% na Dominó Holdings, que, por sua vez, possui 34,7% das ações com direito a voto da Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar.

Item 8. Informações Financeiras

Ver “Item 18. Demonstrações Contábeis” e páginas F-1 a F-120

AÇÕES JUDICIAIS

Estamos atualmente sujeitos a diversos processos de natureza civil, administrativa, trabalhista e tributária. Nossas Demonstrações Contábeis Consolidadas apenas incluem reservas para perdas e gastos prováveis e razoavelmente estimáveis a que podemos estar sujeitos em relação a litígios pendentes. Em 31 de dezembro de 2007, as reservas para tais contingências eram de R$ 579,3 milhões, que acreditamos serem suficientes para cobrir perdas prováveis e razoavelmente estimáveis no caso de decisões judiciais desfavoráveis nos processos em que somos parte, mas não podemos assegurar que essas reservas serão suficientes.

Determinações da ANEEL

Estamos questionando determinação da ANEEL que nos obrigaria a reconhecer, em nosso passivo circulante em 31 de dezembro de 2007, R$ 860,0 milhões em custos de energia que adquirimos para revenda no MAE durante o período de racionamento em 2001 e no primeiro trimestre de 2002. Acreditamos ser razoavelmente possível que vençamos a ação judicial contra a ANEEL e que não seremos obrigados a pagar tais R$ 860,0 milhões. Para mais informações, ver “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras – Políticas Contábeis Críticas – O Mercado Atacadista de Energia (MAE)”.

Ações Relativas a Impostos e Contribuições Sociais

Somos parte em algumas ações em que estamos contestando a legalidade ou constitucionalidade de impostos federais e contribuições sociais lançados contra nós. Acreditamos que nenhum desses impostos e contribuições sociais é devido. Em 1998, ganhamos uma ação que contestava as obrigações de pagarmos o COFINS, um imposto para financiar a previdência social. Com base em decisão posterior do Supremo Tribunal Federal, que julgou estarem as concessionárias de energia elétrica sujeitas ao pagamento do COFINS, o governo brasileiro impetrou nova ação para contestar a decisão que nos isentava da obrigação de pagar o COFINS. Estabelecemos provisão de R$ 197,5 milhões para o pagamento de nossas supostas obrigações com a COFINS devidas de agosto de 1998 até junho de 2001. Essa provisão foi, no entanto, revertida em dezembro de 2006 em razão de decisão do Supremo Tribunal Federal em favor da COPEL.

Em 4 de setembro de 2007, entretanto, o Superior Tribunal de Justiça reverteu a decisão tomada unanimemente havia menos de um ano e julgou contra a COPEL, rejeitando o argumento de decadência apresentado pela Companhia. Embora essa decisão possa ser objeto de recurso, é improvável que os mesmos juízes venham a reverter sua própria decisão mais uma vez. Além disso, há poucos fundamentos jurídicos para impetrar recurso contra essa decisão no Supremo Tribunal Federal. À luz dessa decisão imprevista do Superior Tribunal de Justiça, reclassificamos o risco da obrigatoriedade de pagamento de montantes de COFINS de “remoto” para “provável”. Assim, constituímos provisão no valor de R$ 171,6 milhões, que correspondem ao valor principal corrigido do passivo da COFINS mais encargos.

Também questionamos o pagamento de contribuições para o PIS-PASEP (Programa de Integração Social e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público). A base de cálculo do PIS e do PASEP mudou ao longo do tempo, causando diferenças significativas nos montantes devidos finais, e acreditamos que tais mudanças não se deram em conformidade com a Constituição brasileira. Em 1999, beneficiamo-nos de um ato legislativo pelo qual uma companhia pode resolver por acordo litígios relativos a impostos federais sem multas e encargos por atraso no pagamento.

Somos parte em processos administrativos e judiciais em que questionamos exigências das autoridades da Previdência Social para pagarmos contribuições sociais adicionais relativas ao período entre 2000 a 2006. De acordo com essas exigências, estimamos que o valor de nossas perdas prováveis é de R$27,8 milhões e o valor de nossas perdas possíveis é de R$ 316,2 milhões.

Ações Trabalhistas

Somos réus em várias ações trabalhistas impetradas por empregados atuais ou ex-empregados da COPEL, relativas a horas extras, condições perigosas de trabalho, transferências e outras questões. Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos uma provisão de R$ 102,5 milhões para cobrir uma perda provável relativa a essas ações.

Ações Relativas ao Período do Cruzado

Somos réus em diversas ações judiciais impetradas por consumidores industriais que alegam serem ilegais aumentos tarifários ocorridos durante um congelamento de preços imposto pelo Governo Federal de março a novembro de 1986 (o “Período do Cruzado”). Os autores alegam ainda que todos os nossos aumentos tarifários depois do Período do Cruzado foram ilegais em parte porque eles incluíram os aumentos verificados durante o Período do Cruzado nos valores que serviram de base para calcular os aumentos subseqüentes. Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos uma provisão de R$ 6,5 milhões para cobrir uma perda provável relativa a essas ações.

Outras Ações

Em julho de 2004, a Rio Pedrinho Energética S.A. (a “Rio Pedrinho”) e a Consórcio Salto Natal Energética S.A. (a “Salto Natal”) deram início a um procedimento arbitral contra a COPEL Distribuição, pleiteando aproximadamente R$ 25,0 milhões cada uma por saldos e penalidades cobrados de nós conforme contratos de compra de energia. Em setembro de 2005, o painel de arbitragem sentenciou a COPEL Distribuição ao pagamento de aproximadamente R$ 27,5 milhões a cada empresa.

Impetramos ação judicial em novembro de 2005 na justiça local de Curitiba visando anular a decisão do painel de arbitragem. Enquanto isso, a Rio Pedrinho e a Salto Natal impetraram pedido de execução judicial visando nos obrigar a pagar a elas os montantes atribuídos pela arbitragem. Em 31 de dezembro de 2007, havíamos provisionado R$ 50,0 milhões com relação a esse procedimento arbitral.

Em ação de cobrança proposta em 29 de novembro de 2004 pela empresa Ivaí Engenharia de Obras S.A., a Copel foi condenada a pagar a quantia compensatória de suposto desequilíbrio da equação econômico-financeira do Contrato D-01, que tinha por objeto a execução de obras de derivação do rio Jordão, no valor de R$ 180,9 milhões. A Copel recorreu e obteve sucesso parcial com a rejeição da cumulação da taxa Selic com os juros moratórios. A Copel continuará a discutir judicialmente a exigência, valendo-se dos recursos que o processo lhe assegura. A Copel, levando em conta a avaliação da sua Diretoria Jurídica, que considera a probabilidade de perda no valor de R$ 101,9 milhões, a contabilizou em Provisões para Contingências Patrimoniais. Para mais informações ver Nota 21 das Demonstrações Financeiras.

Somos parte em várias ações impetradas por proprietários de terras cujas propriedades foram afetadas por nossas linhas de transmissão e distribuição. Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos uma provisão de R$ 16,1 milhões para cobrir uma perda provável relativa a essas ações.

PAGAMENTO DE DIVIDENDOS

De acordo com o nosso Estatuto Social e a Lei das Sociedades Anônimas, pagamos regularmente dividendos anuais para cada exercício fiscal dentro de 60 dias depois de sua declaração na Assembléia Geral Ordinária dos Acionistas. Na medida em que haja valores disponíveis para distribuição, somos obrigados a distribuir como dividendos um valor agregado (a “Distribuição Obrigatória”) igual a pelo menos 25,0% do lucro líquido ajustado (como mais adiante definido). Os dividendos são alocados de acordo com a fórmula descrita em “Prioridade de Dividendos das Ações Classe A e Ações Classe B” abaixo. Pela Lei das Sociedades Anônimas brasileira, não podemos suspender a Distribuição Obrigatória devida com relação às Ações Ordinárias, às Ações Classe A e às Ações Classe B em qualquer exercício. A lei brasileira permite, porém, que uma companhia suspenda o pagamento de todos os dividendos se o Conselho de Administração, com a aprovação do Conselho Fiscal, informar à Assembléia Geral dos Acionistas que a distribuição seria incompatível com a situação financeira da Companhia. Nesse caso, as companhias com ações negociadas em bolsa devem apresentar um relatório à CVM contendo as razões para a suspensão do pagamento de dividendos. Apesar do exposto acima, a Lei das Sociedades Anônimas e nosso Estatuto Social prevêem que as Ações Classe A e as Ações Classe B adquirirão direito de voto se suspendermos o pagamento da Distribuição Obrigatória por mais de três anos consecutivos. Não estamos sujeitos a nenhuma limitação contratual à nossa capacidade de pagar dividendos.

Cálculo do Lucro Líquido Ajustado

Dividendos relativos a um exercício fiscal são descontados de nosso lucro líquido ajustado para tal período. A Lei das Sociedades Anônimas brasileira define “lucro líquido” para qualquer exercício

fiscal como o resultado de tal exercício depois da dedução do imposto de renda e das contribuições sociais de tal exercício e dos eventuais montantes alocados à participação dos empregados e dos diretores no resultado de tal exercício. O “lucro líquido”para um dado exercício fiscal está sujeito a ajuste pela adição ou subtração de montantes alocados à reserva legal e a outras reservas (conforme descrito abaixo) (o “Lucro Líquido Ajustado”).

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil, devemos manter uma reserva legal, à qual devemos alocar um mínimo de 5,0% do nosso lucro líquido de cada exercício fiscal até que tal reserva alcance um montante igual a 20,0% de nosso capital acionário (calculado de acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil). Não somos obrigados, entretanto, a alocar quaisquer montantes à nossa reserva legal em exercícios fiscais em que a reserva legal, quando somada às nossas outras reservas de capital estabelecidas, exceder 30,0% de nosso capital total. Os montantes a serem alocados a tal reserve devem ser aprovados por nossos acionistas em assembléia e podem ser usados apenas para o aumento do capital social ou para a compensação de prejuízos. Em 31 de dezembro de 2007, nossa reserva legal era de R$ 323,7 milhões, ou aproximadamente 7,3% de nosso capital acionário naquela data.

Além da dedução de importâncias para a reserva legal, pela Lei das S.A. o lucro líquido pode também ser ajustado mediante dedução de importâncias alocadas a outras duas reservas:

(i) a reserva de contingências: sob a Lei das S.A., nossa assembléia de acionistas, mediante proposta justificada de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria, pode decidir alocar um percentual de nosso lucro líquido a uma reserva de contingências para perdas previstas e consideradas prováveis em exercícios futuros, cujo valor pode ser estimado;

(ii) a reserva de incentivos fiscais: sob a Lei das S.A., nossa assembléia de acionistas, mediante proposta justificada de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria, pode decidir alocar um percentual de nosso lucro líquido resultante de doações ou subsídios governamentais para fins de investimento.

Por outro lado, o lucro líquido também pode ser aumentado:

(i) pela reversão de montantes anteriormente alocados a uma reserva de contingências no exercício fiscal em que a perda prevista não ocorre como estimado ou em que a perda prevista ocorre; e

(ii) por quaisquer montantes incluídos na reserva de lucros não realizados que foram realizados no exercício fiscal em questão e que não foram usados para compensar perdas, conforme aprovado por nossa assembléia de acionistas, mediante proposta de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria.

Os montantes disponíveis para distribuição são determinados com base em demonstrações contábeis legais preparadas utilizando-se o método exigido pela Lei das S.A. brasileira, que difere de demonstrações contábeis como as Demonstrações Contábeis Consolidadas incluídas neste Relatório.

Prioridade de Dividendos das Ações Classe A e Classe B

De acordo com o nosso Estatuto, as ações classe A e classe B fazem jus a dividendos anuais mínimos não cumulativos pelo menos 10,0% maiores que os dividendos por ação pagos às ações ordinárias. As ações classe A têm prioridade para recebimento de dividendos sobre as ações classe B, e as ações classe B têm prioridade sobre as ações ordinárias. Na medida em que haja recursos disponíveis para tanto, os dividendos devem ser pagos na seguinte ordem:

• primeiro, os portadores de ações classe A têm direito de receber dividendos mínimos iguais a 10,0% do capital acionário total representado pelas ações classe A existentes ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados;

• segundo, na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos após todos os montantes alocados às ações classe A terem sido pagos, os portadores de ações classe B têm direito de receber dividendos mínimos por ação iguais (1) à Distribuição Obrigatória dividida pelo (2) número total de ações classe B existente ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados; e

• terceiro, na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos após todos os montantes alocados às ações classe A e às ações classe B terem sido pagos, os portadores de ações ordinárias têm direito de receber uma importância por ação igual (1) à Distribuição Obrigatória dividida pelo (2) número total de ações ordinárias existente ao final do exercício em relação ao qual os dividendos tenham sido declarados, desde que os portadores de ações classe A e classe B recebam dividendos pelo menos 10,0% maiores que os dividendos por ação pagos aos portadores de ações ordinárias.

Na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos depois de todos os montantes descritos nos itens precedentes e na forma neles descrita terem sido pagos, tais montantes adicionais deverão ser divididos igualmente entre todos os nossos acionistas.

Pagamento de Dividendos

Somos obrigados a realizar uma assembléia geral ordinária de acionistas até 30 de abril de cada ano, na qual, entre outras matérias, dividendos anuais podem ser declarados por decisão dos acionistas com base em recomendação da Diretoria aprovada pelo Conselho de Administração. O pagamento de dividendos anuais é baseado nas demonstrações contábeis preparadas para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro. Pela legislação brasileira, devemos pagar dividendos dentro de 60 dias após a data da assembléia de acionistas que declarou os dividendos, aos acionistas registrados na data de tal assembléia de acionistas. Uma resolução dos acionistas pode estabelecer outra data de pagamento, que deve ocorrer antes do fim do ano fiscal em que os dividendos foram declarados. Não somos obrigados a ajustar o montante do capital integralizado pela inflação para o período que vai do final do ano fiscal até a data da declaração ou ajustar o montante dos dividendos pela inflação para o período que vai do final do ano fiscal pertinente até a data de pagamento. Em conseqüência, o montante, em termos reais, dos dividendos pagos aos portadores de ações classe B podem ser substancialmente reduzidos devido à inflação.

De acordo com nosso Estatuto, nossa administração pode declarar dividendos provisórios a serem pagos dos lucros em nossas demonstrações contábeis semestrais aprovadas por nossos acionistas. Qualquer pagamento de dividendos provisórios pode ser descontado do montante de distribuições obrigatórias relativas ao lucro líquido apurado no exercício em que os dividendos provisórios foram pagos.

De acordo com a lei brasileira, podemos pagar juros sobre o capital em vez de dividendos como forma alternativa de efetuar distribuições a acionistas. Podemos tratar um pagamento de juros sobre o capital como despesa dedutível para fins tributários, desde que não exceda o menor entre:

• o produto da (1) taxa de juros de longo prazo (TJLP) multiplicado pelo (2) patrimônio líquido total (determinado de acordo com a Lei das S.A.) menos certas deduções prescritas pela Lei das S.A.; e

• o maior de (1) 50,0% do lucro líquido corrente (depois da dedução da contribuição social sobre o lucro líquido - CSLL e antes de serem consideradas tais distribuições e quaisquer deduções de imposto de renda corporativo) para o ano em relação ao qual o pagamento é feito ou (2) 50,0% dos lucros retidos e reservas de lucros para o ano anterior ao ano em relação ao qual o pagamento é feito.

Acionistas que não sejam residentes no Brasil devem registrar-se no Banco Central a fim de que dividendos, produtos de vendas ou outras importâncias relativas a suas ações possam ser remetidos em moeda estrangeira para fora do Brasil. As ações classe B objeto das ADSs são mantidas no Brasil pelo Custodiante, como agente do Depositário, que é o proprietário registrado de nossas ações.

Pagamentos de dividendos em dinheiro e distribuições, se houver, serão efetuados em moeda brasileira ao Custodiante em nome do Depositário, o qual então converterá tais valores em dólares americanos e fará com que esses dólares sejam entregues ao Depositário para distribuição aos portadores de ADRs. No caso de não ser possível ao Custodiante converter imediatamente a importância em moeda brasileira recebida como dividendos em dólares americanos, o montante de dólares americanos devido aos portadores de ADRs pode ser adversamente afetado por desvalorizações da moeda brasileira que ocorram antes de tais dividendos serem convertidos e remetidos.

A tabela abaixo apresenta as distribuições em espécie que pagamos como juros sobre o capital nos períodos indicados.

Data de Distribuição Ano Pagamento (em milhares de R$) Pagamento por Lote de Mil Ações (R$) Ordinárias Classe A Classe B Média 2003 Junho de 2004 42.584 0,14734 1,05973 0,16211 0,15561 2004 Junho de 2005 96.061 0,33396 1,27167 0,36743 0,35103 2005 Junho de 2006 122.995 0,42811 1,27167 0,47101 0,44945 2006 Junho de 2007 280.951 0,98001 1,41617 1,07821 1,02666 2007 Maio de 2008 267.750 0,93356 1,62979 1,02713 0,97842

A tabela abaixo apresenta as distribuições em espécie que pagamos como juros sobre o capital nos períodos indicados traduzidos em US$ dólar.

Distribuição Data de (em milhares Ano pagamento de US$) Pagamento em mil ações (US$) Ordinárias Preferenciais A Preferenciais Média B 2003 junho 2004 14.739 0,05100 0,36679 0,05611 0,05386 2004 junho 2005 36.189 0,12581 0,47908 0,13842 0,13224 2005 junho 2006 52.546 0,18290 0,54329 0,20123 0,19202 2006 junho 2007 131.408 0,45838 0,66238 0,50431 0,48020 2007 maio 2008 151.160 0,52705 0,92011 0,57987 0,55237

Alterações Significativas

Item 9. A Oferta e Listagem

O principal mercado de negócios para as ações classe B é a Bolsa de Valores de São Paulo (a “Bolsa de Valores de São Paulo” ou “BOVESPA”). Em 31 de dezembro de 2007, tínhamos aproximadamente 4.193 acionistas portadores de ações classe B.

A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as ações classe B na Bolsa de Valores de São Paulo, para os períodos indicados.

Preço por 1.000 Ações Classe B Máximo Mínimo (R$) 2003 ...... 14,05 7,31 2004 ...... 13,87 8,40 2005 ...... 19,20 10,50 2006 ...... 26,13 17,70 1º. Trimestre ...... 24,19 18,70 2º. Trimestre ...... 23,77 17,70 3º. Trimestre ...... 24,51 19,90 4º. Trimestre ...... 26,13 23,01 2007 ...... 35,20 23,40 1º. Trimestre ...... 26,09 23,40 2º. Trimestre ...... 33,67 24,15 3º. Trimestre ...... 35,20 28,20 4º. Trimestre ...... 31,40 26,00 Dezembro ...... 29,74 26,00 2008 ...... 30,58 24,44 1º. Trimestre ...... 29,60 24,44 Janeiro ...... 27,21 24,44 Fevereiro...... 28,80 29,60 Março ...... 29,60 26,85 2º. Trimestre ...... 30,58 27,29 Abril ...... 30,43 27,29 Maio ...... 30,58 27,90

Em 2 de julho de 2007, os acionistas aprovaram um grupamento de nossas ações na razão de 1.000 para 1. Nos Estados Unidos, as ações classe B são negociadas na forma de ADSs, cada uma representando uma ação classe B (em razão do grupamento), emitidas pelo Banco de Nova Iorque, como depositário (o “Depositário”), conforme contrato de depósito (o “Contrato de Depósito”) entre a COPEL, o Depositário e os portadores registrados e usufrutuários ocasionais de ADRs. As ADSs são negociadas sob os símbolos ELP e ELPVY. A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as ADSs na Bolsa de Nova Iorque, para os períodos indicados.

Em dólares americanos por ADS Máximo Mínimo (U.S.$) 2003 ...... 4,88 2,03 2004 ...... 4,94 2,64 2005 ...... 8,71 3,88 2006 12,22 7,64 1º. Trimestre 11,44 8,18 2º. Trimestre 11,42 7,64 3º. Trimestre 11,61 9,00 4º. Trimestre 12,22 10,66 2007 ...... 19,06 11,04 1º. Trimestre 12,52 11,04 2º. Trimestre 17,46 11,83 3º. Trimestre 19,06 13,56 4º. Trimestre 17,45 14,39 Dezembro 16,85 14,39 2008 ...... 18,52 13,86 1º. Trimestre...... 17,59 13,86 Janeiro...... 15,30 13,86 Fevereiro...... 17,42 14,22 Março...... 17,59 15,77 2º. Trimestre...... 18,52 16,22 Abril...... 18,52 16,22 Maio...... 18,51 16,42

Em 19 de junho de 2002, nossas ações passaram a ser listadas no Latibex, que é parte da Bolsa de Valores de Madri (o “Latibex”). O Latibex é um mercado europeu para títulos latino-americanos. As ações são negociadas sob o símbolo XCOP.

Práticas de Governança Corporativa

Em 2000, a BOVESPA introduziu três segmentos especiais de listagem, conhecidos como Nível 1, Nível 2 e Novo Mercado, com o objetivo de promover um mercado secundário para títulos emitidos por empresas brasileiras que já tenham títulos listados na BOVESPA, estimulando essas empresas a seguir boas práticas de governança corporativa. Os segmentos de listagem foram concebidos para a negociação de ações emitidas por empresas voluntariamente comprometidas a observar práticas de governança corporativa e exigências de divulgação além daquelas já exigidas pela legislação brasileira. Essas normas geralmente aumentam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade das informações fornecidas aos acionistas e às partes interessadas.

Em 7 de maio de 2008, assinamos acordo com a BOVESPA para listar nossos papéis no Nível 1. Os principais padrões de governança corporativa estabelecidos pelo Regulamento do Nível 1 são: (i) a manutenção de pelo menos 25% do capital social da companhia em circulação, sob custódia das bolsas de

valores; (ii) a implementação de mecanismos para melhorar a dispersão de capital nas ofertas públicas da companhia; (iii) a melhoria dos relatórios trimestrais, incluindo a divulgação de demonstrações contábeis consolidadas e revisões especiais de auditoria; (iv) a divulgação mensal de transações iniciadas por acionistas controladores envolvendo os papéis da companhia; e (iv) a divulgação de um calendário anual de eventos corporativos. De acordo com a Seção 303A.11 do Manual de Companhias Listadas da Bolsa de Valores de Nova Iorque, publicamos um resumo das diferenças significativas entre os padrões de governança corporativa da NYSE e nossas práticas de governança corporativa em nosso sítio, http://www.copel.com/ir.

Item 10. Informações Adicionais

ESTATUTO SOCIAL

Organização

Somos uma companhia de capital aberto devidamente registrada na CVM sob o n o. 1431-1. De acordo com o artigo 1º. de nosso Estatuto, nossos objetivos e propósitos são:

• pesquisar e estudar, técnica e economicamente, quaisquer fontes de energia;

• pesquisar, estudar, planejar, construir e desenvolver a produção, transformação, transporte, armazenamento, distribuição e comercialização de energia em qualquer de suas formas, principalmente de energia elétrica, assim como combustíveis e matérias primas energéticas;

• estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservatórios, bem como outros empreendimentos para o aproveitamento múltiplo de recursos hídricos;

• fornecer serviços de informações e assistência técnica com relação ao uso racional de energia por iniciativas empresariais destinadas a implementar e desenvolver atividades econômicas consideradas relevantes para o desenvolvimento do Estado; e

• implementar transmissão eletrônica de dados, comunicações eletrônicas, sistemas de telefonia celular e outros empreendimentos que possam ser considerados relevantes para a Companhia e o Estado do Paraná.

Exceto como descrito nesta seção, nosso Estatuto não contém disposições relativas aos deveres, poderes e responsabilidades dos conselheiros e da direção, os quais são estabelecidos pela Lei das Sociedades Anônimas do Brasil.

Qualificação dos Conselheiros

A Lei das S.A. brasileira estabelece que somente acionistas de uma companhia podem ser designados para o Conselho de Administração, embora não haja requisitos de participação acionária mínima para qualificação como conselheiro. Nosso Estatuto também exige que cada conselheiro seja cidadão brasileiro e residente no Brasil.

Limitações aos Poderes de Conselheiros e Diretores

Pela Lei das S.A., se um conselheiro ou diretor tiver um conflito de interesses com a companhia em relação a qualquer transação proposta, esse conselheiro ou diretor não pode votar em qualquer decisão

do Conselho de Administração ou da Diretoria relativa a essa transação e deve revelar a natureza e a dimensão do interesse em conflito para que sejam transcritas na ata da reunião. Conselheiros e diretores não podem fazer nenhum negócio com a companhia, incluindo a aceitação de empréstimos, exceto sob termos e condições razoáveis ou justos e que sejam idênticos aos termos e condições prevalecentes no mercado ou oferecidos por terceiros. De acordo com nosso Estatuto, os acionistas determinam a remuneração agregada a ser paga aos conselheiros e aos diretores. Para maiores informações, ver o “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados”. Nosso Estatuto não fixa nenhum limite de idade para aposentadoria compulsória.

Assembléias Gerais de Acionistas

Convocamos assembléias gerais de acionistas mediante publicação de edital no Diário Oficial do Estado , no Estado do Paraná e no Diário de São Paulo . A convocação de assembléias gerais de acionistas é feita mediante publicação de edital em três jornais, conforme determinado pela Assembléia Geral de Acionistas. De acordo com a legislação brasileira, as publicações devem ser feitas no jornal oficial do Estado em que se encontra nossa sede, em um jornal de grande circulação localizado na mesma cidade que nossa sede, e em um jornal de grande circulação localizado no mesmo local que nossa bolsa de valores. O edital deve ser publicado pelo menos três vezes, com início pelo menos 30 dias corridos antes da data marcada para a assembléia.

Direito de Retirada

A Lei das Sociedades Anônimas do Brasil estabelece que, sob certas circunstâncias, um acionista tem o direito de retirar sua participação acionária numa companhia e receber um pagamento pela parcela do patrimônio líquido atribuível a sua participação acionária. Esse direito de retirada pode ser exercido:

• por um portador dissidente da classe de ações afetada adversamente (incluindo qualquer portador de ações classe B), no caso de a maioria dos portadores de ações ordinárias em circulação autorizar:

– a criação de ações preferenciais ou o aumento de uma classe existente de ações preferenciais relativa a outra classes de ações, exceto se já previstos ou autorizados em nosso Estatuto;

– a modificação de uma preferência, privilégio ou condição de resgate ou amortização conferida a uma ou mais classes de ações preferenciais; ou

– a criação de uma nova classe de ações preferenciais com maiores privilégios do que a classe existente de ações preferenciais;

• por um acionista dissidente (incluindo qualquer portador de ações classe B), caso a maioria dos portadores de ações ordinárias autorize:

– uma redução na distribuição obrigatória de dividendos;

– uma mudança em nosso objeto social;

– um desdobramento de ações, observados os termos da Lei das Sociedades Anônimas; ou

– nossa transformação em outro tipo de companhia;

• por um acionista dissidente ou não votante portador de ações ordinárias ou ações classe A, caso a maioria de todas as ações em circulação autorize:

– a aquisição do controle de uma outra companhia por um preço que exceda certos limites fixados pela Lei das Sociedades Anônimas do Brasil;

– uma transferência de todo nosso capital acionário para outra companhia, tornando a Companhia uma subsidiária integral de tal companhia, conhecida como incorporação de ações;

– uma fusão ou incorporação; ou

– nossa participação em um "grupo de sociedades", como definido pela Lei das Sociedades Anônimas do Brasil.

Os acionistas dissidentes, se houver, têm também o direito de retirada no caso de a entidade resultante de nossa fusão, incorporação de ações ou cisão não se tornar uma companhia registrada dentro de 120 dias da Assembléia Geral em que a decisão pertinente foi tomada. Os acionistas dissidentes ou não votantes somente têm direito de retirada se detiverem as ações que forem adversamente afetadas à época da primeira convocação da assembléia geral dos acionistas em que a decisão pertinente foi tomada. Se um anúncio público da medida tomada ou a ser tomada foi feito antes da convocação da assembléia geral, a participação acionária do acionista será considerada com base na data do anúncio.

O direito de retirada prescreve em 30 dias após a publicação das atas da assembléia geral em que a decisão foi tomada, exceto quando a resolução estiver sujeita a confirmação ou aprovação prévia pela maioria dos acionistas preferenciais de cada classe de ações afetadas (que deve ser feita numa assembléia extraordinária a ser realizada dentro de um ano). Nesse caso, o prazo de 30 dias é contado da data em que a ata da assembléia extraordinária for publicada. Podemos reconsiderar qualquer medida que enseje direitos de resgate dentro de 10 dias após terem expirado esses direitos se o resgate de ações de acionistas dissidentes puder comprometer nossa estabilidade financeira.

Além disso, o direito de resgate relacionado à nossa fusão ou incorporação com outra companhia, à nossa participação em um grupo de sociedades e à aquisição de controle de outra companhia por preço que exceda certos limites previstos na Lei das S.A. brasileira não pode ser exercido por portadores de ações caso tais ações (1) sejam líquidas, definidas como sendo partes do índice BOVESPA ou outro índice de bolsa de valores (conforme definição da CVM), e (2) estejam pulverizadas, de modo que o acionista controlador ou companhias controladoras tenham menos de 50,0% de nossas ações. Nossas Ações Classe B estão incluídas no índice BOVESPA.

De acordo com nosso estatuto, nas situações descritas acima e no caso de nossas ações não serem mais listadas em bolsa de valores, nossos acionistas farão jus ao resgate de suas ações a preço de mercado. O valor de mercado das ações será determinado por empresa especializada de avaliação ou por grupo de especialistas selecionado pelos acionistas.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, cada ação preferencial de uma classe que seja admitida para negociação nas bolsas de valores brasileiras deve ter os seguintes direitos previstos pelo estatuto da Companhia:

• uma ou ambas das seguintes prioridades: prioridade no recebimento de um dividendo fixo ou mínimo; e/ou prioridade no reembolso do capital, com ou sem ágio; e

• um dos seguintes direitos: (A) direito de participar na Distribuição Obrigatória de pelo menos 25,0% do lucro líquido ajustado, conforme os seguintes critérios: (i) prioridade no recebimento de dividendos correspondentes a pelo menos 3,0% do valor contábil das ações e (ii) direito de participar na distribuição de lucros com as ações ordinárias, em iguais condições, depois que as ações ordinárias tenham recebido os dividendos conforme o item (i) acima; ou (B) o direito de receber dividendos em um montante por ação pelo menos 10,0% maior que o montante por ação pago aos portadores de ações ordinárias; ou (C) o direito de venda pelo acionista minoritário (tag-along ) por preço igual a pelo menos 80,0% do preço pago ao acionista controlador no caso de transferência de controle.

Nosso Estatuto está em conformidade com as diretrizes da CVM da seguinte maneira: (i) nossas ações classe A terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos de 10,0% ao ano, pro rata , calculados como porcentagem do capital integralizado representado por tais ações no dia 31 de dezembro do ano fiscal precedente; (ii) nossas ações classe B terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos, pro rata , em montante equivalente a 25,0% de nosso lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 e seus parágrafos da Lei no. 6.404/76, calculados como proporção do capital integralizado representado por tais ações no dia 31 de dezembro do exercício fiscal precedente; (iii) os dividendos previstos no item “ii” acima para as ações classe B deverão ser pagos apenas com lucros remanescentes após o pagamento dos dividendos prioritários para as ações classe A; (iv) os dividendos a serem pagos por ação preferencial, independentemente de classe, deverão ser pelo menos 10,0% maiores que os dividendos pagos por ação ordinária, conforme previsão da Lei das Sociedade Anônimas brasileira e suas alterações posteriores.

Liquidação

No caso de liquidação da Companhia, após todos os credores terem sido pagos, todos os acionistas participarão igual e proporcionalmente de quaisquer ativos residuais remanescentes.

Responsabilidade dos Acionistas por Novas Chamadas de Capital

Nem a lei brasileira nem o nosso Estatuto dispõem sobre chamadas de capital. A responsabilidade do acionista é limitada ao pagamento do preço de emissão das ações subscritas ou adquiridas.

Direitos de conversão

Nosso Estatuto estabelece que:

• Ações Classe A podem ser convertidas em Ações Classe B;

• Ações Classe B não podem ser convertidas em Ações Classe A;

• Ações Classe A e Ações Classe B não podem ser convertidas em Ações Ordinárias; e

• Ações Ordinárias não podem ser convertidas em Ações Classe A ou Ações Classe B.

Forma e Transferência

Nossas ações são mantidas como registro contábil com um agente de transferência (o “Agente de Transferência”). Para efetuar a transferência, o Agente de Transferência promove uma entrada no registro, com débito para a conta de ações do transferente e crédito para a conta de ações daquele para quem as ações foram transferidas.

As transferências de ações por um investidor estrangeiro são feitas da mesma maneira e executadas pelo agente local do investidor em nome do investidor. Contudo, se o investimento original foi registrado no Banco Central de acordo com um mecanismo de investimentos estrangeiros regulamentado pela Resolução nº. 2.689, de 26 de janeiro de 2000, do Conselho Monetário Nacional (“Resolução 2.689”) como descrito em “—Controles de Câmbio” abaixo, o investidor estrangeiro deve declarar a transferência em seu registro eletrônico.

Os acionistas podem escolher, a seu arbítrio individual, manter suas ações através da CBLC. As ações são acrescentadas ao sistema da CBLC por intermédio de instituições brasileiras que tenham contas de compensação na CBLC. O nosso registro de acionistas indica quais as ações que estão registradas no sistema da CBLC. Cada acionista participante deve, por sua vez, registrar-se num registro de acionistas usufrutuários mantido pela CBLC e é tratado como os demais acionistas registrados.

Regulamentos e Restrições relativos a Investidores Estrangeiros

Não há restrições legais quanto à posse de ações ordinárias, ações classe A, ações classe B ou ADSs por investidores estrangeiros.

A capacidade de converter em moeda estrangeira pagamentos de dividendos e produtos de vendas de ações classe B ou direitos de preferência e de remeter essas importâncias para fora do Brasil está sujeita a restrições sob a legislação de investimentos estrangeiros, que geralmente requer, entre outras medidas, o registro do investimento pertinente no Banco Central. Qualquer investidor estrangeiro que se registre na CVM de acordo com a Resolução nº. 2.689 pode comprar e vender títulos mobiliários em bolsas de valores brasileiras sem obter um certificado de registro separado para cada transação.

O Anexo V da Resolução nº. 1.289 do CMN, conhecido como o “Regulamento do Anexo V”, permite que empresas brasileiras emitam depositary receipts em mercados estrangeiros. O nosso programa de ADR está devidamente registrado no Banco Central e na CVM.

O nosso Estatuto não impõe nenhuma limitação aos direitos de residentes no Brasil ou de não residentes de possuir nossas ações e de exercer os direitos inerentes a elas.

Revelação de Participação Acionária

Os regulamentos brasileiros requerem que qualquer pessoa ou grupo de pessoas representando a mesma participação que tenha atingido direta ou indiretamente uma participação correspondente a 5,0% ou mais de qualquer classe de ações, ou de direitos sob essas ações, de uma empresa com ações negociadas em bolsa revele sua propriedade acionária à CVM e às bolsas de valores em que as ações são negociadas. Além disso, uma declaração com a informação exigida deve ser publicada nos jornais. Qualquer aumento subseqüente de 5,0% ou mais na propriedade de ações de qualquer classe deve da mesma forma ser revelado. Além disso, a mesma obrigação se aplica se qualquer pessoa ou grupo de pessoas representando uma mesma participação e detendo uma participação correspondente a 5,0% ou mais de qualquer classe de ações de uma empresa com ações negociadas em bolsa por qualquer razão deixar de possuir essa participação.

CONTRATOS RELEVANTES

Para informações sobre nossos contratos relevantes, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia” e “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras”.

CONTROLES DE CÂMBIO

A propriedade de ações classe A, ações classe B ou ações ordinárias da Companhia por pessoas físicas ou jurídicas domiciliadas fora do Brasil está sujeita a certas condiçòes estabelecidas na legislação brasileira, conforme descrito abaixo.

O direito de converter pagamentos de dividendos e produtos de vendas de títulos mobiliários em moeda estrangeira e remeter tais importâncias para fora do Brasil está sujeito a restrições da legislação sobre investimentos estrangeiros, a qual geralmente requer, entre outras exigências, que os investimentos em questão tenham sido registrados no Banco Central. Essas restrições à remessa de capital estrangeiro para o exterior podem dificultar ou impedir o Banco Itaú S.A. (o “Custodiante”), que age como custodiante para as ações classe B representadas por ADSs, ou portadores que substituíram ADRs por ações classe B, de converter dividendos, distribuições ou produtos de qualquer venda de tais ações classe B, conforme o caso, em dólares americanos e de remeter tais dólares ao exterior. Os portadores de ADSs poderiam ser adversamente afetados por demoras ou recusas na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para as conversões de pagamentos em moeda brasileira e remessas ao exterior relativas a ações classe B objeto das ADSs.

Conforme a Resolução nº. 2.689, os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os ativos financeiros e efetuar quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, contanto que certas exigências sejam atendidas. A definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivas, com domicílio ou sede no exterior.

Para poder investir nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, os investidores estrangeiros devem:

• indicar pelo menos um representante no Brasil com poderes para praticar atos relativos a investimentos estrangeiros;

• preencher o formulário próprio de registro de investidor estrangeiro;

• registrar-se como investidor estrangeiro perante a CVM; e

• registrar o investimento estrangeiro perante o Banco Central.

Títulos mobiliários e outros ativos financeiros pertencentes a investidores estrangeiros devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco Central ou pela CVM. Ademais, a negociação de títulos mobiliários está restrita a transações efetuadas nas bolsas de valores ou nos mercados de balcão organizados licenciados pela CVM.

O Regulamento do Anexo V prevê a emissão de depositary receipts em mercados estrangeiros representando ações de emitentes brasileiros. O programa de ADS havia sido aprovado sob o Regulamento do Anexo V pelo Banco Central e pela CVM antes da emissão das ADSs. Em razão disso, as receitas de vendas de ADSs por portadores de ADRs fora do Brasil estão livres dos controles brasileiros sobre investimentos estrangeiros, e os portadores de ADSs não residentes em paraísos fiscais farão jus a tratamento fiscal favorável. Para maiores informações, ver “—Tributação—Considerações sobre a Tributação Brasileira—Tributação de Ganhos”.

Um registro eletrônico foi emitido em nome do Depositário com respeito às ADSs e é mantido pelo Custodiante em nome do Depositário. Com amparo nesse registro eletrônico, o Custodiante e o

Depositário podem converter dividendos e outras distribuições com respeito às ações classe B representadas por ADSs em moeda estrangeira e remeter o produto para fora do Brasil. Caso um portador de ADSs substitua tais ADSs por ações classe B, esse portador poderá continuar a contar com o registro eletrônico do Depositário por cinco dias úteis após essa substituição, depois do quê tal portador deve procurar obter seu próprio registro eletrônico no Banco Central. Depois disso, o portador de ações classe B pode não ser capaz de converter em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil o produto da alienação ou distribuição relativa a essas ações classe B, a menos que esse portador obtenha seu próprio registro eletrônico. O portador que obtiver um registro eletrônico poderá estar sujeito a um tratamento fiscal brasileiro menos favorável que um portador de ADSs. Para maiores informações, ver “— Tributação—Considerações sobre a Tributação Brasileira”.

O governo brasileiro pode impor restrições temporárias à remessa de capital estrangeiro para o exterior no caso de um sério desequilíbrio ou de previsão de um sério desequilíbrio na balança de pagamentos do Brasil. Por aproximadamente 6 meses em 1989 e no início de 1990, o governo brasileiro congelou todas as repatriações de dividendos e de capital detidos pelo Banco Central que eram de propriedade de investidores estrangeiros no mercado acionário, a fim de preservar as reservas brasileiras de moeda estrangeira. Essas importâncias foram posteriormente liberadas de acordo com diretrizes do governo brasileiro. O desequilíbrio na balança de pagamentos do Brasil aumentou em 1998, e não há garantias de que o governo brasileiro não imporá restrições semelhantes à repatriação de capital estrangeiro no futuro.

TRIBUTAÇÃO

O resumo seguinte contém uma descrição das principais conseqüências em relação ao imposto de renda brasileiro e americano da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs, mas não pretende ser uma descrição abrangente de todas as considerações tributárias que podem ser relevantes a uma decisão de adquirir ações classe B ou ADSs. O resumo é baseado nas leis tributárias do Brasil e suas regulamentações e nas leis tributárias dos Estados Unidos e suas regulamentações em vigência na data deste documento, as quais estão sujeitas a alterações. Os potenciais compradores de ações classe B ou ADSs devem consultar seus próprios conselheiros fiscais em relação às conseqüências tributárias da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs.

Embora não haja atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades fiscais dos dois países mantiveram discussões que podem culminar em tal tratado. Nenhuma certeza pode ser dada, porém, sobre se e quando um tratado entrará em vigor ou como ele afetará os portadores americanos de ações classe B ou ADSs. Os potenciais portadores de ações classe B ou ADSs devem consultar seus próprios conselheiros fiscais em relação às conseqüências tributárias da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs sob suas circunstâncias particulares.

Considerações sobre a Tributação Brasileira

A discussão seguinte resume as principais conseqüências, sob a legislação fiscal brasileira, da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs por indivíduos, pessoas jurídicas, trusts ou organizações residentes ou domiciliados fora do Brasil para fins da tributação brasileira (“Portador Não Brasileiro”). Ela é baseada na legislação brasileira atualmente em vigor, que está sujeita a diferentes interpretações e mudanças que podem ser aplicadas retroativamente. Essa discussão não trata de todas as considerações tributárias brasileiras que podem ser aplicáveis a qualquer Portador Não Brasileiro em particular, e cada Portador Não Brasileiro deve consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre as conseqüências fiscais brasileiras do investimento em ações classe B ou ADSs.

Tributação dos Dividendos

Os dividendos pagos pela Companhia em dinheiro ou em espécie em relação a lucros de períodos iniciados a partir de 1º de janeiro de 1996 (i) ao Depositário com respeito às ações classe B representadas por ADSs ou (ii) a um Portador Não Brasileiro com respeito a ações classe B são isentos de imposto de renda na fonte. Os dividendos pagos por lucros gerados antes de 1º de janeiro de 1996 podem estar sujeitos à retenção de imposto de renda brasileiro na fonte com alíquotas variáveis dependendo do ano em que os lucros foram obtidos.

Distribuições de Juros sobre o Capital

De acordo com a Lei nº. 9.249 de 26 de dezembro de 1995 e posteriores alterações, as empresas brasileiras podem fazer pagamentos a acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre o capital da companhia, como alternativa à distribuição de dividendos. A taxa de juros não pode ser maior que a TJLP, determinada periodicamente pelo Banco Central. O montante total distribuído como juros sobre o capital não pode exceder, para fins tributários, o maior de (i) 50,0% do lucro líquido (depois da contribuição social sobre os lucros e antes da provisão para imposto de renda corporativo e dos montantes atribuíveis aos acionistas como juro líquido sobre o capital) relativo ao período em relação ao qual o pagamento é efetuado e (ii) 50,0% da soma dos lucros retidos e das reservas de lucro na data de início do período em relação ao qual o pagamento é feito.

As distribuições de juros sobre o capital a Portadores Brasileiros e Não Brasileiros de ações classe B, incluindo pagamentos ao Depositário em relação às ações classe B representadas por ADSs, são dedutíveis pela Companhia para fins do imposto de renda brasileiro para pessoas jurídicas e da contribuição social sobre lucro líquido, desde que os limites descritos acima sejam observados. Esses pagamentos estão sujeitos a retenção de imposto de renda brasileiro na fonte com alíquota de 15,0%, excetuando-se os pagamentos a beneficiários situados em paraísos fiscais (isto é, um país ou local que não imponha qualquer imposto de renda, ou que imponha um imposto com alíquota máxima inferior a 20%, ou cujas leis imponham restrições à revelação de composição de propriedade acionária ou propriedade de títulos – “Portador de Paraíso Fiscal”), pagamentos estes que estão sujeitos a retenção imposto de renda na fonte com alíquota de 25,0%. Esses pagamentos podem ser incluídos, pelo seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório. Na medida em que o pagamento de juros sobre o capital for assim incluído, a empresa é obrigada a distribuir aos acionistas um montante adicional para garantir que o montante líquido recebido por eles, depois do pagamento do imposto de renda aplicável na fonte, mais o montante de dividendos declarados, seja pelo menos igual à distribuição obrigatória.

Tributação de Ganhos

De acordo com a Lei nº. 10.833, de 29 de dezembro de 2003, os ganhos de capital realizados na alienação de ativos localizados no Brasil por Portadores Não Brasileiros, seja para outros Portadores Não Brasileiros ou para Portadores Brasileiros, estão sujeitos à tributação no Brasil. Assim, se ações classe B forem alienadas por um Portador Não Brasileiro, como elas são definidas como ativos localizados no Brasil, tal portador estará sujeito a imposto de renda sobre os ganhos auferidos, conforme as normas descritas abaixo, seja a alienação conduzida no Brasil ou no exterior e com residente do Brasil ou não.

Quanto às ADSs, embora a matéria não esteja livre de controvérsia, os ganhos realizados por Portador Não Brasileiro na alienação de ADSs a outro Portador Não Brasileiro não seriam taxados no Brasil, com base na teoria de que as ADSs não constituem ativos localizados no Brasil para fins da Lei 10.833/03. Entretanto, não podemos garantir que os tribunais brasileiros venham a adotar essa teoria. Assim, o ganho na alienação de ADSs por Portador Não Brasileiro a residente no Brasil (ou possivelmente até a um Portador Não Brasileiro) pode estar sujeito a imposto de renda no Brasil caso os tribunais

determinem que as ADSs constituem ativos localizados no Brasil, conforme as normas descritas abaixo para ADSs ou as normas aplicáveis à alienação de ações classe B, quando aplicáveis.

Para fins de tributação brasileira, as normas de imposto de renda sobre ganhos relacionados à alienação de ações classe B ou ADSs variam conforme o domícilio do Portador Não Brasileiro, a forma pela qual tal Portador Não Brasileiro registrou seu investimento perante o Banco Central brasileiro e/ou como a alienação é efetuada, conforme descrito abaixo.

Geralmente, os ganhos são a diferença positiva entre o valor realizado na venda ou troca de um título e seu custo de aquisição. Ganhos auferidos na alienação de ações classe B realizada em bolsa de valores no Brasil (incluindo transações realizadas em mercados de balcão organizados) são:

• isentos de imposto de renda quando auferidos por Portador Não Brasileiro registrado sob a Resolução n o. 2.689 do Conselho Monetário Nacional (“Portador conforme a Resolução n o. 2.689”) e que não seja um Portador de Paraíso Fiscal; ou

• sujeitos a imposto de renda com alíquota de 15,0% em quaisquer outros casos, incluindo ganhos auferidos por Portador Não Brasileiro que (i) não seja um Portador conforme a Resolução n o. 2689, ou (ii) seja um Portador conforme a Resolução n o. 2689 e um Portador de Paraíso Fiscal. Nesses casos, um imposto de renda na fonte de 0,005% sobre o valor da venda será aplicável e poderá ser descontado do imposto de renda final devido sobre ganho de capital.

Quaisquer outros ganhos auferidos na alienação de ações classe B que não seja realizada em bolsa de valores brasileira estão sujeitos a alíquota de 15,0%, exceto no caso de Portadores de Paraíso Fiscal, que estão sujeitos a alíquota de 25,0%. Caso esses ganhos estejam relacionados a transações conduzidas nos mercados de balcão organizados brasileiros, com intermediação, o imposto de renda na fonte de 0,005% sobre o valor da venda também será aplicável e poderá ser descontado do imposto de renda final devido sobre ganho de capital.

O depósito de ações classe B em troca de ADSs pode estar sujeito à tributação do imposto de renda brasileiro se o custo de aquisição das ações classe B for menor que (i) o preço médio por ação classe B na bolsa de valores brasileira em que o maior número de tais ações tenha sido vendido no dia do depósito; ou (ii) se nenhuma ação classe B tiver sido vendida naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira em que o maior número de ações classe B tenha sido vendido nos 15 pregões imediatamente precedentes ao depósito. Nesse caso, a diferença entre o custo de aquisição e o preço médio das ações classe B, calculado conforme demonstrado acima, deverá ser considerada ganho de capital sujeito a imposto de renda com alíquota de 15,0% ou 25,0% no caso de investidores que são Portadores de Paraíso Fiscal.

A retirada de ações classe B quando do cancelamento de ADSs não está sujeita ao imposto de renda brasileiro, desde que os regulamentos sejam observados adequadamente quanto ao registro do investimento perante o Banco Central.

No caso de resgate de ações classe B ou ADSs ou de redução de capital de empresas brasileiras, como a COPEL, a diferença positiva entre o montante efetivamente recebido pelo Portador Não Brasileiro e o custo de aquisição dos títulos resgatados é tratada como ganho de capital derivado da venda ou troca de ações não conduzida em bolsa de valores brasileira e está então sujeita a imposto de renda com alíquota de 15,0% ou 25,0% conforme o caso.

Nenhum exercício de direitos preferenciais relacionados a ações classe B ou ADSs estará sujeito à tributação brasileira. Ganhos na venda ou transmissão de direitos preferenciais estarão sujeitos ao mesmo tratamento fiscal aplicável à alienação de ações classe B.

Não há garantia de que o tratamento preferencial atual para Portadores conforme a Resolução nº. 2.689 continuará no futuro.

Outros Tributos Brasileiros

Não há impostos sobre herança, doação ou sucessão aplicáveis à propriedade, transferência ou alienação de ações classe B ou ADSs por um Portador Não Brasileiro, exceto tributos sobre doação e herança impostos por alguns Estados do Brasil sobre doações ou heranças conferidas por pessoas ou entidades não residentes ou domiciliadas no Brasil ou no Estado em questão a pessoas ou entidades residentes ou domiciliadas em tal Estado. Não há impostos de selo, emissão, registro ou similares ou encargos devidos por portadores de ações classe B ou ADSs.

Conforme o Decreto nº. 6.306, de 14 de dezembro de 2007, um imposto sobre operações de câmbio (o “IOF/Câmbio”) pode ser aplicado sobre a conversão de moeda brasileira em moeda estrangeira (para fins de pagamento de dividendos e juros, por exemplo) ou vice-versa. Atualmente, a alíquota do IOF/Câmbio para a maioria das transações de câmbio é de 0,38%. Entretanto, transações de câmbio conduzidas por Portadores conforme a Resolução nº. 2.689 estão sujeitos a alíquota zero do IOF/Câmbio. Entretanto, o governo brasileiro pode aumentar essa alíquota a um máximo de 25,0%. Nenhum aumento será aplicado retroativamente.

Também conforme o Decreto nº. 6.306, o imposto sobre operações com títulos (“IOF/Títulos”) pode ser aplicado a transações envolvendo debêntures ou ações, incluindo as transações efetuadas em bolsas de valores, mercadorias e futuros brasileiras. Como regra geral, a alíquota do IOF/Títulos é atualmente de 0%. O governo brasileiro pode, entretanto, aumentar a alíquota até um máximo de 1,5% ao dia, aplicável somente a transações futuras.

Como regra geral, até 31 de dezembro de 2007, as transações realizadas no Brasil que resultassem em transferência de fundos de uma conta mantida em instituição financeira brasileira estavam sujeitas à Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (a “CPMF”), com alíquota de 0,38%. Entretanto, a CPMF não está mais em vigor desde 1º. de janeiro de 2008 e não será cobrada de qualquer débito em conta bancária efetuado desde aquela data. O governo brasileiro pode tentar reestabelecer a CPMF depois de fevereiro de 2008, apresentando nova proposta ao Congresso brasileiro. Caso a CPMF seja reestabelecida, ela só será aplicável depois de um período de 90 dias a partir da promulgação da norma introdutória respectiva e apenas sobre novos fatos geradores.

Considerações relativas ao Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos

As afirmações relativas à legislação fiscal americana apresentadas abaixo baseiam-se nas leis americanas em vigor na data deste Relatório Anual, e mudanças na legislação posteriores à data deste Relatório Anual podem afetar as conseqüências fiscais aqui descritas, possivelmente com efeito retroativo. Este resumo descreve as principais conseqüências da propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs quanto ao imposto de renda federal americano, mas não pretende ser uma descrição abrangente de todas as conseqüências fiscais nos Estados Unidos que podem ser relevantes para uma decisão de adquirir ou alienar ações classe B ou ADSs. Esse resumo se aplica apenas a adquirentes de ações classe B ou ADSs que mantenham as ações classe B ou ADSs como ativos de capital e não se aplica a casos especiais de portadores, como corretores de títulos mobiliários ou moedas, portadores cuja moeda não seja o dólar americano, portadores de 10,0% ou mais de nossas ações (levando-se em conta ações possuídas

diretamente ou através de contratos de depósito), organizações que gozem de isenção fiscal, instituições financeiras, portadores com direito ao imposto mínimo alternativo, negociadores de títulos que escolham responder por seus investimentos em ações classe B ou ADSs numa base de marcação a mercado ( mark- to-market ), consórcios ou pass-through entities (empresas que repassam os impostos diretamente para as declarações dos proprietários), empresas de seguros, expatriados americanos e pessoas que detenham ações classe B ou ADSs numa operação de hedging ou como parte de uma operação de bolsa com opção de compra e venda ( straddle ), de uma operação de conversão ou de outra transação integrada para fins do imposto de renda federal americano.

Cada portador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação ao conjunto das conseqüências fiscais para ele, incluindo as conseqüências sob outras leis além das leis federais de imposto de renda americanas, de um investimento em ações classe B ou ADSs.

Nesta discussão, as referências a um “portador americano” dizem respeito ao portador usufrutuário de uma ADS ou ação classe B (1) que seja cidadão ou residente dos Estados Unidos, (2) que seja uma corporação, ou qualquer outra entidade tributável como corporação, organizada sob as leis dos Estados Unidos ou qualquer Estado americano, incluindo o Distrito de Columbia, ou (3) que esteja de qualquer modo sujeito ao imposto de renda federal americano em base líquida com respeito a ADSs ou ações classe B.

Para os fins do Código da Receita Federal americana de 1986, com as alterações posteriores (o “Código”), os portadores de ADSs serão tratados como portadores das Ações Classe B representadas por tais ADSs.

Tributação de Distribuições

Um portador americano reconhecerá rendimentos normais de dividendos para os fins do imposto de renda federal americano numa importância igual a qualquer soma em dinheiro e ao valor de qualquer bem distribuído por nós como dividendos na medida em que tal distribuição seja paga com base em nossos rendimentos e lucros correntes ou acumulados, como determinado para os fins do imposto de renda federal americano, quando tal distribuição for recebida pelo Custodiante ou pelo portador americano, no caso de um portador de ações classe B. O montante de qualquer distribuição incluirá o valor do imposto brasileiro retido sobre a importância distribuída, e o montante de uma distribuição efetuada em reais será medido tendo como referência a taxa de câmbio para conversão de reais em dólares americanos em vigor na data em que a distribuição foi recebida pelo Custodiante (ou por um portador americano no caso de ações classe B). Se o Custodiante (ou portador americano no caso de um portador de ações classe B) não converter esses reais em dólares americanos na data de seu recebimento, é possível que o portador americano apure perda ou ganho em moeda estrangeira, que seria perda ou ganho ordinário, quando os reais forem convertidos em dólares americanos. Os dividendos pagos por nós não fazem jus à dedução de dividendos recebidos permitida a empresas pelo Código.

Sujeito a certas exceções para posições de curto prazo e objeto de hedge , o montante em dólares americanos de dividendos recebidos por um indivíduo antes de 1º. de janeiro de 2011 em relação a ADSs estará sujeito a tributação com alíquota máxima de 15,0% se os dividendos forem “dividendos qualificados”. Dividendos pagos em relação a ADSs serão tratados como dividendos qualificados se (i) as ADSs forem imediatamente negociáveis em um mercado de títulos mobiliários estabelecido nos Estados Unidos e (ii) nós não tivermos sido, no exercício anterior àquele em que o dividendo foi pago, nem no exercício em que o dividendo for pago, uma companhia de investimento estrangeiro passivo (“CIEP”). Os ADSs são registrados na Bolsa de Valores de Nova Iorque e serão qualificados como imediatamente negociáveis em um mercado de títulos mobiliários estabelecido nos Estados Unidos enquanto permanecerem registrados. Com base em nossas demonstrações contábeis auditadas e nos dados

pertinentes de mercado e acionistas, acreditamos que não fomos tratados como uma CIEP para fins de imposto de renda americano em relação ao nosso exercício tributável de 2007. Além disso, com base em nossas demonstrações contábeis auditadas e em nossas expectativas atuais quanto ao valor e à natureza de nossos ativos, às fontes e à natureza de nosso lucro, e nos dados pertinentes de mercado e acionistas, não esperamos nos tornar uma CIEP no exercício tributável de 2008. Com base na orientação existente, não se sabe se os dividendos recebidos em relação às ações classe B serão tratados como dividendos qualificados, pois as ações classe B não estão registradas em bolsa de valores nos Estados Unidos. Além disso, o Tesouro americano anunciou sua intenção de promulgar normas segundo as quais os portadores de ADSs ou ações classe B e intermediários por meio dos quais esses títulos mobiliários são detidos poderão utilizar-se de certificados de emitentes para tratar dividendos como qualificados para fins de declaração de imposto. Como esses procedimentos ainda não foram publicados, não se sabe se poderemos observá-los. Os portadores de ADSs e ações classe B devem consultar seus próprios consultores fiscais quanto à disponibilidade da alíquota reduzida sobre dividendos à luz das considerações discutidas acima e de suas circunstâncias particulares.

Distribuições feitas com base em rendimentos e lucros com respeito às ADSs ou ações classe B geralmente serão tratadas como rendimentos de dividendos de fontes fora dos Estados Unidos e geralmente serão tratadas separadamente junto com outros itens de renda “passiva” para fins de determinação do crédito relativo a impostos de renda estrangeiros permitido sob o Código. Sujeito a certas limitações, o imposto de renda na fonte brasileiro pago em função de qualquer distribuição relativa a ADSs ou ações classe B pode ser considerado como crédito contra o imposto de renda americano devido por um portador americano, se tal portador americano escolher para aquele ano creditar todos os impostos de renda estrangeiros. Alternativamente, esse imposto de renda brasileiro na fonte pode ser considerado como uma dedução da renda tributável. Os créditos de impostos estrangeiros não serão permitidos para impostos retidos na fonte aplicados com respeito a posições de curto prazo ou objeto de hedge e podem não ser permitidos em relação a arranjos em que o lucro econômico esperado do portador americano, depois dos impostos estrangeiros, for insignificante. Os portadores americanos devem consultar seus próprios consultores fiscais sobre as implicações dessas normas à luz de suas circunstâncias particulares.

Distribuições de ações adicionais a portadores com respeito a suas ADSs ou ações classe B que forem feitas como parte de uma distribuição pro rata a todos os nossos acionistas geralmente não estarão sujeitas ao imposto de renda federal americano.

O portador de uma ADS ou ação classe B que for uma empresa estrangeira ou um indivíduo estrangeiro não residente (um “portador não americano”) geralmente não estará sujeito ao imposto de renda federal americano ou a retenção de tributo em distribuições com respeito a ADSs ou ações classe B que sejam tratadas como renda de dividendos para os fins do imposto de renda federal americano, a menos que tais dividendos estejam efetivamente vinculados à condução, pelo portador, de um comércio ou negócio nos Estados Unidos.

Tributação de Ganhos de Capital

Sobre a venda ou outra forma de alienação de uma ADS ou ação classe B, um portador americano geralmente reconhecerá ganho ou perda para os fins do imposto de renda federal americano. O montante do ganho ou perda será igual à diferença entre a importância realizada em função da alienação da ADS ou ação classe B (incluindo o montante bruto do produto da alienação antes da dedução de qualquer imposto brasileiro) e a base fiscal do portador americano na ADS ou ação classe B. Esse ganho ou perda geralmente estará sujeito ao imposto de renda federal americano e será tratado como ganho ou perda de capital e será ganho ou perda de capital de longo prazo se a propriedade do ADS ou ação classe B tiver mais de um ano na data da alienação. O montante líquido de ganho de capital de longo prazo apurado por um portador individual depois de 1º. de janeiro de 2011 geralmente está sujeito a tributação com alíquota

máxima de 15,0%. Perdas de capital podem ser deduzidas da renda tributável, sujeita a certas limitações. Ganhos realizados por um portador americano em uma venda ou alienação de ADSs ou ações classe B geralmente serão tratados como renda de uma fonte americana. Em conseqüência, se impostos brasileiros forem aplicados sobre esse ganho, o portador americano não poderá usar o crédito de imposto estrangeiro correspondente, a menos que o portador tenha outras rendas de fontes estrangeiras de tipo apropriado com relação às quais o crédito possa ser usado. Alternativamente, esse imposto brasileiro pode ser aplicado como dedução da renda tributável se o portador americano não receber crédito de nenhum imposto de renda estrangeiro durante o ano tributável.

Um portador não americano não estará sujeito ao imposto de renda federal americano ou a retenção de imposto sobre ganho realizado na venda ou outra forma de alienação de uma ADS ou ação classe B, a menos (1) que tal ganho esteja efetivamente vinculado à condução, pelo portador, de um comércio ou negócio nos Estados Unidos, ou (2) que tal portador seja um indivíduo que tenha estado presente nos Estados Unidos por 183 dias ou mais no exercício fiscal da venda e que outras condições determinadas se verifiquem.

“Backup Withholding” 1 e Fornecimento de Informações

Dividendos e produtos da venda ou outra alienação de ADSs ou Ações Classe B pagos a um portador americano geralmente podem estar sujeitos às exigências de fornecimento de informações do Código e podem estar sujeitos a backup withholding a menos que o portador americano (i) seja uma companhia ou outro beneficiário isento ou (ii) forneça um número de identificação do contribuinte válido e certifique que não houve perda de isenção de backup withholding . A quantia de qualquer retenção sobre um pagamento a um portador americano será reconhecida como crédito contra as obrigações de imposto de renda federal americano e pode ensejar o direito à restituição, desde que certas informações sejam prestadas à Receita Federal americana.

Um portador não americano geralmente estará dispensado do fornecimento de informações e de backup withholding , mas pode ser obrigado a atender a certos procedimentos de certificação e identificação para poder estabelecer seu direito a essa dispensa em relação a pagamentos recebidos nos Estados Unidos ou por meio de certos intermediários relacionados aos Estados Unidos.

DIVIDENDOS E AGENTES PAGADORES

O direito a dividendos se constitui na data de aquisição de nossas ações ou ADSs. Para uma descrição das restrições relacionadas com o pagamento de dividendos a investidores estrangeiros, ver “Item 10. Informações Adicionais—Estatuto—Regulamento e Restrições sobre Investidores Estrangeiros” e “Item 10. Informações Adicionais—Controles de Câmbio”. Informações Adicionais – Controles de Câmbio”. O Depositário distribuirá dividendos e outras distribuições aos portadores de nossas ADSs.

DOCUMENTOS À DISPOSIÇÃO

Arquivamos relatórios, incluindo relatórios anuais em formulário 20-F, e outras informações na SEC, conforme as normas e regulamentos da SEC que se aplicam a emitentes privados estrangeiros. Você pode ler e copiar quaisquer materiais arquivados na SEC em sua Sala de Referência Pública em 100 Fifth Street, N.W., Washington, D.C., 20459. Você pode obter informações sobre o funcionamento da Sala de Referência Pública ligando para a SEC no número 1-800-SEC-0330. Desde 4 de novembro de 2002, somos obrigados a realizar arquivamentos na SEC por meios eletrônicos. Qualquer arquivamento que

1 N. do T. Um procedimento da receita federal americana para assegurar que um contribuinte que não possua número de registro na previdência social tenha impostos retidos de seus rendimentos.

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efetuamos eletronicamente estará disponível ao público pela Internet no site da SEC em http://www.sec.gov.

Item 11. Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado

Estamos expostos a riscos de mercado decorrentes de nossas atividades normais de negócios. Esses riscos de mercado envolvem principalmente a possibilidade de alterações tanto das taxas de câmbio quanto das taxas de juros que afetariam adversamente o valor de nossos ativos e passivos, além de nosso fluxo de caixa futuro e de nossos rendimentos. Riscos relativos a taxas de câmbio de moedas estrangeiras existem na medida em que nossos custos estejam expressos em moedas diferentes daquelas em que recebemos nossas receitas. Similarmente, estamos sujeitos a riscos de mercado derivados de alterações nas taxas de juros, que podem afetar o custo de nossos financiamentos. Utilizamos instrumentos financeiros derivativos para outros fins que não negociação, para administrar e reduzir nossa exposição a riscos de mercado resultantes de flutuações nas taxas de juros e nas taxas de câmbio estrangeiro.

A partir de 2003, realizamos operações de troca de taxas de juros entre moedas (“ cross-currency interest rate swaps ”) para mitigar os riscos causados por taxas de câmbio e de juros flutuantes e para proteger nossa exposição em moeda estrangeira. Em abril de 2005, pagamos U.S.$ 150,0 milhões em Eurobonds e liquidamos nossos contratos de swap de taxas de juros entre moedas.

Risco Cambial

Em 31 de dezembro de 2007, possuíamos dívidas de aproximadamente R$ 78,1 milhões expressas em dólares americanos, de R$ 8,0 milhões expressas em ienes japoneses, e de R$ 62,7 milhões indexadas a uma cesta de moedas estrangeiras que incluía dólares americanos, euros, francos suíços e ienes japoneses. Em 31 de dezembro de 2006, possuíamos dívidas de aproximadamente R$ 102,1 milhões expressas em dólares americanos, de R$ 13,6 milhões expressas em ienes japoneses, e de R$ 93,5 milhões indexadas a uma cesta de moedas estrangeiras que incluía dólares americanos, euros, francos suíços e ienes japoneses. Além disso, nossas compras de energia de Itaipu são expressas em dólares americanos. Não temos receitas substanciais expressas em qualquer das moedas estrangeiras acima e, devido a normas legais que exigem que mantenhamos nossos recursos disponíveis depositados em reais em bancos brasileiros, não possuímos ativos monetários expressos em tais moedas. A perda potencial para nós que resultaria de uma alteração hipotética de 10% nas taxas de câmbio de moedas estrangeiras seria de aproximadamente R$ 10,2 milhões, devido principalmente ao aumento no valor do principal das dívidas em moeda estrangeira descritas acima e expressas em reais em nossas demonstrações contábeis (aumento que se refletiria como despesa em nossa demonstração do resultado). Uma mudança hipotética e instantânea de 10,0% nas taxas cambiais resultaria numa saída anual adicional de caixa de aproximadamente R$ 36,9 milhões, como reflexo do maior custo em reais do serviço da dívida em moeda estrangeira e da aquisição de energia de Itaipu, que seria compensado no próximo reajuste tarifário.

Riscos Relativos às Taxas de Juros

Em 31 de dezembro de 2007, possuíamos aproximadamente R$ 2.102,5 milhões em empréstimos e financiamentos, dos quais aproximadamente R$ 52,0 milhões a taxas de juros fixas e aproximadamente R$ 2.050,5 milhões a taxas de juros flutuantes (principalmente a TJLP, CDI e Libor). De acordo com as normas aplicáveis, investimos excedentes de caixa principalmente em instrumentos de curto prazo. Uma hipotética mudança instantânea e desfavorável de 100 pontos básicos nas taxas de juros aplicáveis a ativos e passivos financeiros sujeitos a taxas flutuantes mantidos em 31 de dezembro de 2007 resultaria em saída de caixa anual adicional de aproximadamente R$ 7,0 milhões. A análise de sensibilidade acima se baseia no pressuposto de um movimento desfavorável de 100 pontos básicos nas taxas de juros aplicáveis a cada categoria homogênea de ativos e passivos financeiros. Uma categoria homogênea é definida de acordo

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com a moeda em que os ativos e passivos financeiros são expressos e presume o mesmo movimento nas taxas de juros dentro de cada categoria homogênea (por exemplo, dólares americanos, moedas da cesta de moedas). Como resultado, nosso modelo de sensibilidade relativo ao risco quanto às taxas de juros pode superestimar o impacto de flutuações nas taxas de juros para tais instrumentos financeiros, já que movimentos consistentemente desfavoráveis de todas as taxas de juros são improváveis.

Item 12. Descrição dos Títulos Mobiliários que não Ações

Não Aplicável.

Item 13. Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações

Não Aplicável.

Item 14. Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda

Nenhuma.

Item 15. Controles e Procedimentos

Responsabilidade Financeira, Controles e Procedimentos de Divulgação, e Relatório sobre o Controle Interno de Divulgação Financeira

(a) Controles e Procedimentos de Divulgação

Conduzimos uma avaliação sob a supervisão e com a participação de nossa administração, incluindo o Diretor Presidente e o Diretor Financeiro, da eficácia da concepção e operação dos controles e procedimentos de divulgação vigentes em 31 de dezembro de 2007. Há limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controles e procedimentos de divulgação, incluindo a possibilidade de erro humano e de os controles e procedimentos serem contornados ou ignorados. Assim, até mesmo controles e procedimentos de divulgação eficazes só podem fornecer garantia razoável da consecução de seus objetivos de controle.

Com base em nossa avaliação, devido à fraqueza relevante no controle interno sobre divulgação financeira descrita abaixo, nosso Diretor Presidente e nosso Diretor Financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de divulgação vigentes em 31 de dezembro de 2007 não foram eficazes para fornecer garantia razoável de que as informações que somos obrigados a revelar nos relatórios que arquivamos e apresentamos de acordo com o Securities Exchange Act de 1934, com suas alterações posteriores, são registradas, processadas, resumidas e divulgadas dentro dos períodos estipulados pelas normas e formulários aplicáveis e que elas são acumuladas e apresentadas à nossa direção de modo apropriado para permitir decisões oportunas quanto a divulgações obrigatórias.

(b) Relatório Anual da Administração sobre o Controle Interno de Divulgação Financeira

Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controle interno adequado de divulgação financeira conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do Securities Exchange Act de 1934. Nossos controles internos foram concebidos para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos.

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Todos os controles internos, por mais bem concebidos que sejam, têm limitações inerentes. Assim, mesmo os sistemas avaliados como eficazes podem não impedir ou detectar informações incorretas. Além disso, projeções de qualquer avaliação de eficácia para períodos futuros estão sujeitas ao risco de inadequação futura dos controles devido a mudanças nas circunstâncias ou à possível queda do nível de observância das políticas ou dos procedimentos.

Nossa administração avaliou a eficácia de nossos controles internos de divulgação financeira em 31 de dezembro de 2007. Ao conduzir tal avaliação, ela usou os critérios estabelecidos no Controle Interno - Quadro Integrado publicado pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway. Com base em sua avaliação e nesses critérios, nossa administração concluiu que nosso controle interno de divulgação financeira não era eficaz em 31 de dezembro de 2007 devido às fraquezas relevantes descritas abaixo:

• A Companhia não manteve controles eficazes para garantir a integridade e a precisão das ações judiciais e dos depósitos judiciais nem conduziu revisões ou atualizações periódicas dessas informações, incluindo a atualização das perdas estimadas para fins de registro. Essas deficiências de controle resultaram em ajustes registrados em três demonstrações contábeis provisórias, o que afetou a provisão para contingências, as despesas operacionais e depósitos judiciais associados.

A Deloitte Touche Tohamatsu, uma firma de contabilidade pública registrada independente, emitiu um atestado sobre nosso controle interno de divulgação financeira em 31 de dezembro de 2007, conforme informado em seu relatório iniciado na página F-1 das demonstrações contábeis neste Formulário 20-F.

PARECER DA FIRMA DE CONTABILIDADE PÚBLICA REGISTRADA INDEPENDENTE SOBRE O CONTROLE INTERNO DE DIVULGAÇÃO FINANCEIRA

Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL Curitiba – PR, Brasil

Auditamos os controles internos de divulgação financeira da Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL e de suas subsidiárias (a "Companhia" ou a "COPEL") em 31 de dezembro de 2007, de acordo com os critérios estabelecidos pelo Controle Interno – Quadro Integrado publicado pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway. A administração da Companhia é responsável por manter controle interno eficaz de divulgação financeira e por avaliar a eficácia do controle interno de divulgação financeira. Nossa responsabilidade é emitir parecer sobre a eficácia do controle interno de divulgação financeira da Companhia com base em nossa auditoria.

Conduzimos nossa auditoria de acordo com os padrões do Conselho de Supervisão de Contabilidade de Companhias Abertas "( "Public Company Accounting Oversight Board" ou "PCAOB") (Estados Unidos). Esses padrões exigem que planejemos e realizemos a auditoria para obter garantia razoável de que um controle interno eficaz de divulgação financeira foi mantido em todos os aspectos relevantes. Nossa auditoria incluiu a obtenção de uma compreensão do controle interno de divulgação financeira, a avaliação do risco de existência de fraquezas relevantes, o teste e a avaliação do projeto e da eficácia operacional do controle interno com base no risco avaliado e a realização de outros procedimentos considerados

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necessários dadas as circunstâncias. Acreditamos que nossa auditoria fornece base razoável para nosso parecer.

O controle interno de divulgação financeira de uma companhia é um processo concebido pelo diretor presidente e pelo diretor financeiro de uma companhia ou por pessoas exercendo funções semelhantes, ou concebido sob a supervisão dessas pessoas, e implementado pelo conselho de administração, pela diretoria e por outros empregados para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos. O controle interno de divulgação financeira de uma companhia inclui as políticas e os procedimentos que (1) dizem respeito à manutenção de registros que, com detalhe razoável, refletem precisa e adequadamente as transações e alienações dos ativos da companhia; (2) fornecem garantia razoável de que as transações são registradas como necessário para permitir a preparação de demonstrações contábeis de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos e de que as entradas e saídas de recursos da companhia são feitas somente de acordo com autorizações da administração e dos membros do conselho de administração da companhia; e (3) fornecem garantia razoável quanto à prevenção ou detecção em tempo hábil da aquisição, do uso ou da alienação não autorizados de ativos da companhia que possam ter efeito relevante sobre as demonstrações contábeis. Devido às limitações inerentes do controle interno de divulgação financeira, incluindo a possibilidade de conluio ou de circunvenção inadequada dos controles pela administração, informações incorretas relevantes devido a erro ou a fraude podem não ser prevenidas ou detectadas em tempo hábil. Além disso, projeções de qualquer avaliação da eficácia do controle interno de divulgação financeira para períodos futuros estão sujeitas ao risco de inadequação futura dos controles devido a mudanças nas circunstâncias ou de possível queda do nível de observância das políticas ou dos procedimentos.

Uma fraqueza relevante é uma deficiência significativa, ou uma combinação de deficiências significativas, que resulta em mais que uma possibilidade remota de que um erro relevante nas demonstrações contábeis anuais ou provisórias não seja evitado ou detectado. As seguintes fraquezas relevantes foram identificadas e incluídas na avaliação da administração da Companhia em 31 de dezembro de 2007:

• A Companhia não manteve controles eficazes para garantir a abrangência e a precisão das ações judiciais e dos depósitos em garantia associados nem conduziu revisões ou atualizações periódicas dessas informações, incluindo a avaliação e a atualização das perdas estimadas para fins de registro. Essas deficiências de controle resultaram em ajustes registrados em três demonstrações contábeis provisórias, o que afetou a provisão para contingências e os depósitos em garantia associados e as despesas operacionais associadas.

Essa fraqueza relevante foi levada em consideração na determinação da natureza, do momento e da extensão dos testes de auditoria aplicados em nossa auditoria dos balanços patrimoniais consolidados da Companhia em 31 de dezembro de 2007 e das demonstrações contábeis pertinentes de resultado, de mutações do patrimônio líquido e de origens e aplicações de recursos de 31 de dezembro de 2007 e do exercício encerrado nessa data da Companhia Paranaense de Energia – COPEL e de suas subsidiárias, e este parecer não afeta nosso parecer sobre essas demonstrações contábeis.

Também em nosso parecer, devido ao efeito da fraqueza relevante descrita acima sobre a consecução dos objetivos dos critérios de controle, a Companhia não mantinha controle interno eficaz de divulgação financeira em 31 de dezembro de 2007, com base nos critérios estabelecidos no Controle Interno – Quadro Integrado publicado pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway.

Também auditamos, de acordo com os padrões do Conselho de Supervisão de Contabilidade de Companhias Abertas (Estados Unidos), os balanços patrimoniais da Companhia de 31 de dezembro de 2007 e 2006 e as demonstrações contábeis pertinentes de resultado, de mutações do patrimônio líquido e

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de origens e aplicações de recursos para cada ano do período de dois anos encerrado em 31 de dezembro de 2007 da Companhia Paranaense de Energia – COPEL e de suas subsidiárias, e nosso relatório de 24 de junho de 2008 apresenta parecer não qualificado sobre essas demonstrações contábeis.

Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

Curitiba, Paraná, Brasil

24 de junho de 2008

Reparo de fraquezas relevantes

Em 2007, desenvolvemos e implementamos planos de ação para tratar das seguintes fraquezas relevantes no controle interno de divulgação financeira que identificamos em nossa avaliação de 31 de dezembro de 2006.

• A Companhia não manteve controles eficazes para garantir a integridade e a precisão ou a revisão e o monitoramento do registro mensal de serviços e bens recebidos, exigidos pelo regime de competência. Essas deficiências de controle não resultaram em ajustes de auditoria relevantes nas demonstrações contábeis de 2007. Essas deficiências de controle, entretanto, poderiam resultar em informação incorreta sobre passivos registrados e sobre as provisões de despesas relacionadas que resultariam em informações incorretas relevantes nas demonstrações contábeis anuais ou provisórias que não seriam prevenidas ou detectadas.

Durante o ano de 2007, avaliamos opções de melhoria nos sistemas de controle para que pudéssemos contabilizar tempestivamente os bens e serviços contratados. Considerando o envolvimento de diversos sistemas informatizados, nosso Diretor Financeiro estabeleceu regras formais para a execução de controles, com o objetivo de sanar essa deficiência. Como resultado, nossa administração determinou que essa fraqueza material não existia mais em 31 de dezembro de 2007 . Em 2008, aprimoraremos nossos controles com o objetivo de monitorar a efetividade e tempestividade desses novos controles e implantaremos solução automatizada para o processo de contabilização mensal de nossas contratações de bens e serviços.

• A Companhia não manteve controles eficazes para garantir a integridade e a precisão ou a revisão e o monitoramento de processos judiciais ambientais. Essas deficiências de controle não resultaram em ajustes de auditoria relevantes nas demonstrações contábeis de 2007. Essas deficiências de controle, entretanto, poderiam resultar em informação incorreta sobre passivos registrados e sobre as despesas operacionais relacionadas que resultariam em informações incorretas relevantes nas demonstrações contábeis anuais ou provisórias que não seriam prevenidas ou detectadas.

Em 2007, foi estabelecido um grupo de trabalho que identificou e avaliou os riscos e passivos ambientais envolvendo a Companhia. Os resultados desse trabalho foram apresentados aos nossos diretores, os quais avaliaram as ações cabíveis para cada risco e passivo potencial identificado – aceitar – evitar – mitigar. Paralelamente, nossos especialistas contábeis

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efetuaram uma avaliação sobre o mesmo relatório, cujo resultado indicou que não havia necessidade de alterar os registros já constituídos em relação ao nosso passivo ambiental. Como resultado, nossa administração determinou que essa fraqueza material não existia mais em 31 de dezembro de 2007. Para obter uma garantia razoável de continuidade, os resultados do trabalho realizado foram incorporados na documentação do processo que passará a ser monitorada periodicamente por meio de testes de efetividade. Além disso, em 2008, avaliaremos opções para instituição de um processo formal de gerenciamento e monitoramento contínuo de riscos e passivos ambientais.

• A Companhia não manteve controles eficazes para garantir a integridade e a precisão ou a revisão e o monitoramento dos planos de benefício pós-emprego (plano previdenciário e assistencial) patrocinados pela COPEL, incluindo a revisão anual detalhada das premissas atuariais, a reconciliação entre o relatório de avaliação atuarial e os registros contábeis e também o fluxo de caixa dos pagamentos de contribuições. Essas deficiências de controle poderiam resultar em informações incorretas relevantes sobre os passivos dos planos previdenciário e assistencial e sobre as despesas associadas com o plano previdenciário e com outros benefícios.

Pelas leis brasileiras, somos obrigados a contratar especialistas para auxiliar na preparação de cálculos atuariais. Por isso, em 2006, não contávamos com pessoal em nossos quadros que tivesse a experiência e o treinamento necessários para revisar os cálculos atuariais. Tivemos que confiar em especialistas para contabilizar as deficiências que surgiram no monitoramento e revisão dos planos de benefício pós-emprego, patrocinados por nós. No decorrer de 2007, nossos contadores efetuaram estudos da legislação brasileira e participaram de treinamento para adquirir conhecimento sobre o assunto. Foram também realizadas discussões com nossos atuários contratados e contadores e como resultado alguns procedimentos de contabilização foram alterados. Nós também documentamoso processo relacionado ao plano de pensão que patrocinamos, identificando os riscos e controles, e efetuamos os testes de efetividade. A responsabilidade sobre esse processo foi atribuída a um profissional de larga experiência nessa área. Como resultado, nossa administração determinou que essa fraqueza material não existia mais em 31 de dezembro de 2007.

• A Companhia não manteve controles eficazes para garantir a revisão e o monitoramento adequados dos itens de reconciliação entre as demonstrações contábeis sob os PCGA no Brasil e sob os PCGA nos EUA. Essas deficiências de controle não resultaram em ajustes de auditoria relevantes nas demonstrações contábeis de 2006. Essas deficiências de controle, entretanto, poderiam resultar em informações incorretas que afetariam de maneira disseminada as demonstrações contábeis anuais ou provisórias e que não seriam prevenidas ou detectadas.

Em 2007, contratamos uma consultoria externa para auxiliar a Companhia no processo de conversão de nossas demonstrações contábeis aos PCGA dos EUA. Paralelamente, selecionamos profissionais e proporcionamos treinamento para capacitá-los na revisão e reconciliação entre nossas demonstrações contábeis sob os PCGA no Brasil e sob os PCGA nos EUA. Com essas ações, nossos profissionais estão hábeis com relação ao processo e a conversão de nossas demonstrações contábeis aos PCGA dos EUA, o que em nossa avaliação final reduz a possibilidade de erros ou incorreções significativas em nossas demonstrações contábeis. Como resultado, nossa administração determinou que essa fraqueza material não existia mais em 31 de dezembro de 2007.

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Também desenvolvemos um plano de ação para tratar das fraquezas relevantes quanto ao monitoramento de ações judiciais que divulgamos em 31 de dezembro de 2006 e 31 de dezembro de 2007.

No decorrer de 2007, implantamos novos controles e regularizamos o trâmite de informações entre a assessoria jurídica da Companhia e nossos contadores, propiciando contabilização tempestiva de nossos passivos judiciais. Entretanto, nossa avaliação finalizada em dezembro de 2007 identificou deficiências relevantes nos critérios utilizados para valorização e para estimativa de perdas potenciais a serem registradas, assim como na aprovação e divulgação dos passivos a contabilizar. Em 2008, reavaliaremos o processo, estabelecendo e divulgando procedimentos formais e uniformes a serem adotados pelo nosso corpo jurídico e pelos escritórios contratados, de forma a obter razoável certeza em relação aos valores contabilizados como litígios judiciais.

À exceção do descrito acima, não houve mudanças em nosso controle interno sobre divulgação financeira (conforme definido nas normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do Exchange Act ) durante o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro de 2007 que tenham afetado de modo relevante ou que possam razoavelmente afetar de modo relevante nosso controle interno de divulgação financeira.

Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria

Nosso Conselho de Administração examinou as qualificações e os históricos dos membros do Comitê de Auditoria e estabeleceu que a Sra. Laurita Costa Rosa é uma “especialista financeira do comitê de auditoria” independente nos termos do Item 16A. Para maiores informações sobre nosso Comitê de Auditoria, ver “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregado—Práticas do Conselho—Comitês do Conselho—Comitê de Auditoria”.

Item 16B. Código de Ética

Em novembro de 2003, adotamos um código de ética que também se aplica a nosso Diretor Presidente, a nosso Diretor Financeiro e ao principal executivo de nossa Contabilidade. Reproduzimos esse código de ética em nosso sítio na Internet, disponível no endereço www.copel.com/ir. Cópias de nosso código de ética também podem ser obtidas gratuitamente por carta dirigida ao endereço que consta da capa deste Formulário 20-F. Em dezembro de 2006, enviamos cópias impressas de nosso código de ética a todos os nossos empregados. Não concedemos quaisquer isenções implícitas ou explícitas de qualquer dispositivo de nosso código de ética aos diretores enumerados acima desde a adoção do código.

Item 16C. Honorários e Serviços do Auditor Principal

Honorários de Auditoria e Outros

A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes atuou como nossa firma de contabilidade pública registrada e independente para os exercícios fiscais encerrados em 31 de dezembro de 2007 e 2006. A PriceWaterhouseCoopers Auditores Independentes atuou como nossa firma de contabilidade pública registrada e independente para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro de 2005.

A tabela abaixo mostra o montante total cobrado de nós pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes e pela PriceWaterhouseCoopers Auditores Independentes pelos serviços realizados em 2007, 2006 e 2005, e discrimina os montantes por categoria de serviço em milhões de reais:

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Exercício encerrado em 31 de dezembro 2007 2006 2005 (em milhões de reais)

Honorários de Auditoria...... 1,4 1,2 0,7 Honorários Relacionados a Auditoria ...... - – – Honorários de Consultoria Fiscal...... - – – Todos os Demais Honorários...... - – – Total ...... 1,4 1,2 0,7

Honorários de Auditoria

Os honorários de auditoria são honorários cobrados pela auditoria de nossas demonstrações contábeis anuais e pela revisão de nossas informações financeiras trimestrais de acordo com os PCGA no Brasil no que toca a apresentações e arquivamentos legais e regulamentares.

Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria

Nem nosso Conselho de Administração nem nosso Comitê de Auditoria estabeleceram políticas e procedimentos de pré-aprovação para a convocação de serviços de nossa Firma de Contabilidade Pública Registrada. Nosso Conselho de Administração aprova expressamente, caso a caso, qualquer convocação de nossa Firma de Contabilidade Pública Registrada para realizar para nós ou nossas subsidiárias qualquer auditoria ou serviços de outra natureza. Nosso Comitê de Auditoria oferece recomendações a nosso Conselho de Administração quanto a essas convocações. Para maiores informações sobre nosso Conselho de Administração e nosso Comitê de Auditoria, ver “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados— Práticas do Conselho”.

Item 16D.

Nenhuma.

Item 16E. Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados

Nenhuma.

Item 17. Demonstrações Contábeis

Não Aplicável.

Item 18. Demonstrações Contábeis

Referência é feita às páginas F-1 até F-120.

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Item 19. Anexos

1.1 Estatuto da Companhia Paranaense de Energia – COPEL, com alterações, atualizado até 18 de abril de 2008. 2.1 Acordo de Depósito (ações ordinárias) de 21 de março de 1996 com alterações posteriores e reapresentado em 21 de novembro de 2007.

2.2 Acordo de Depósito (ações preferenciais) de 21 de março de 1996 com alterações posteriores e reapresentado em 21 de novembro de 2007.

4.1 Termo de Ajuste celebrado em 4 de agosto de 1994 entre o Estado do Paraná e a Companhia Paranaense de Energia – COPEL (o “Termo de Ajuste”) (incorporado por referência ao nosso Formulário F-1 333-7148, arquivado na SEC em 30 de junho de 1997) e Quarto Termo Aditivo ao Termo de Ajuste celebrado em 21 de janeiro de 2005, com tradução em inglês. 8.1 Lista de Subsidiárias. 12.1 Certificação pelo Diretor Presidente da COPEL, conforme as Regras 13a-14 e 15-d-14 do Securities Exchange Act de 1934. 12.2 Certificação pelo Diretor Financeiro da COPEL, conforme as Regras 13a-14 e 15-d-14 do Securities Exchange Act de 1934. 13.1 Certificação pelo Diretor Presidente da COPEL, conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002. 13.2 Certificação pelo Diretor Financeiro da COPEL, conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.

Existem, omitidos dos anexos arquivados com este documento ou nele incorporados por referência, algumas notas promissórias e outros instrumentos e contratos com relação à dívida de longo prazo da Companhia, nenhum dos quais autoriza garantias em valor total que exceda a 10% dos ativos totais da Companhia. Concordamos, pelo presente, em fornecer à Securities and Exchange Commission cópias de quaisquer das notas promissórias ou outros instrumentos omitidos que a Comissão requisitar.

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Ações Classe A ...... 1ESCO...... Ações Classe B...... 1Fundação COPEL...... Ações Ordinárias...... 1Fundo RGR...... Acordo da CRC...... 60Fundo UBP ...... Acordo de Acionistas ...... 78Furnas ...... ADRs...... 1GW ...... ADSs ...... 1GWh ...... Agente de Transferência...... 98IBGE...... American Depositary Shares...... 1ICMS ...... ANEEL...... 1IGP-DI ...... Banco Central...... 7Itaipu...... BNDESPAR...... 77kV ...... Bolsa de Valores de São Paulo...... 91kW ...... Braspower ...... 38kWh ...... CBLC ...... 83Latibex...... CCC...... 54Lei das Sociedades Anônimas ...... CCEE...... 43Lei de Concessões ...... CDE...... 55Lei de Concessões de Energia ...... CETIP...... 59Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico...... CGE...... 45Lucro Líquido Ajustado...... CMN...... 75MME...... CMSE...... 43MRE ...... CNPE...... 42MW...... Company ...... 1MWh...... Consumidores do Grupo A...... 33ONS ...... Consumidores do Grupo B...... 33PCGA no Brasil...... Consumidores Livres ...... 39PCGA nos EUA...... Consumidores Residenciais de Baixa Renda ...... 35Petrobras ...... Contrato de Depósito...... 93PPT ...... Contratos com a CIEN ...... 27R$ ...... Copel ...... 1reais...... COPEL-Agra...... 38real ...... COPEL-Amec ...... 38Rede Principal de Transmissão...... CRC...... 56Regulamento do Anexo V ...... Custodiante...... 99Resolução 2.689...... CVM...... 1SANEPAR...... Demonstrações Contábeis Consolidadas...... 1Securities Act...... Depositário ...... 93Sercomtel...... Distribuição Obrigatória...... 87Sercomtel Celular ...... dólares ...... 1Sercomtel Telecomunicações ...... dólares americanos...... 1Sistema Elétrico Interligado ...... Dominó Holding...... 37the Company...... Dona Francisca...... 24TUSD...... ELEJOR ...... 24TUST ...... Eletrobrás ...... 24U.S.$ ...... Eletrosul ...... 29,US GAAP ...... 31

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GLOSSÁRIO TÉCNICO

Alta Voltagem ou Tensão: uma classe de tensões nominais do sistema igual ou maior do que 100.000 volts e menor do que 230.000 volts. Autoprodutor: um usuário intensivo de eletricidade que detém uma concessão ou autorização para produzir energia para seu próprio consumo. Capacidade Firme: o nível de potência elétrica que a COPEL pode entregar a partir de uma usina elétrica específica com um grau de certeza de 95,0%, determinado de acordo com certos modelos estatísticos prescritos. Capacidade Instalada: o nível de potência elétrica que pode ser entregue de uma unidade geradora específica numa base contínua de carga plena sob condições especificadas, como indicado pelo fabricante. Componente “Demanda”: encargo nas vendas de eletricidade baseado no montante de potência firme contratado por um consumidor e que é independente do montante de energia efetivamente consumido por aquele consumidor. Componente “Energia”: encargo nas vendas de eletricidade a um consumidor que depende do montante de energia efetivamente consumido pelo consumidor. Concessionária: uma entidade que detém uma concessão ou autorização para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica no Brasil. Consumidor Final: aquele que usa eletricidade para suas próprias necessidades. Consumidores Livres: (i) consumidores existentes com demanda de pelo menos 10 MW e supridos em nível de tensão igual ou maior do que 69 kV; (ii) novos consumidores com demanda de pelo menos 3 MW em qualquer tensão; (iii) grupos de consumidores, dependendo de acordo com a concessionária local de distribuição; (iv) consumidores que não recebem suprimento há mais de 180 dias de uma concessionária local de distribuição; e (v) determinados outros. Distribuição: a transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de suprimento da rede e sua entrega a consumidores por meio de linhas de distribuição com voltagens entre 13,8 kV e 44 kV. Distribuidor: uma entidade que fornece energia elétrica a um grupo de consumidores por meio de uma rede de distribuição. Eletricidade Não Faturada: eletricidade que foi entregue a um consumidor mas cuja fatura ainda está por ser emitida pela concessionária.

Estado do Paraná. O Estado brasileiro do Paraná.

Gigawatt (GW) : um bilhão de watts.

Gigawatt-hora (GWh): um gigawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um bilhão de watts-horas. Governo do Estado: o Governo do Estado brasileiro do Paraná. Itaipu: Itaipu Binacional, uma usina hidrelétrica possuída, em partes iguais, pelo Brasil e pelo Paraguai.

Megawatt (MW): 1.000.000 watts. Megawatt médio: Montante de energia em MWh dividido pelo tempo (em horas) em que essa energia é produzida ou consumida.

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Megawatt-hora (MWh): um megawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um milhão de watts-horas. Megavolt Ampère (MVA): mil volts ampères. ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico. Uma entidade responsável pelo planejamento operacional, administração de geração e transmissão e planejamento de investimentos em transmissão no setor elétrico. PIE: Produtor Independente de Energia: uma pessoa jurídica ou consórcio que detém uma concessão ou autorização para gerar energia para venda por sua própria conta a concessionárias do serviço público de energia elétrica ou a consumidores livres.

Quilovolt (kV) : 1.000 volts.

Quilowatt (kW) : 1.000 watts.

Quilowatt-hora (kWh): um quilowatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou mil watts-horas. Região Sul: os Estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Região Sudeste: os Estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e Espírito Santo. Sistema Elétrico Interligado: sistemas ou redes para a transmissão de energia interligados por meio de uma ou mais conexões (linhas e/ou transformadores). Sistema Interligado Sul – Sudeste: o sistema interligado que interliga as linhas de transmissão e distribuição do Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Subestação: um conjunto de equipamentos que comuta e/ou altera ou regula a tensão da eletricidade num sistema de transmissão e distribuição. Tarifa Média: receita total de vendas dividida pelo total de MWh vendidos para cada período considerado, incluindo, no caso da Companhia, eletricidade não faturada. A receita total de venda, para fins de cálculo da tarifa média, inclui tanto o faturamento bruto (antes da dedução do ICMS) como vendas de eletricidade não faturadas, sobre as quais o ICMS ainda não incidiu. Transmissão: a transferência em grosso de eletricidade (em linhas com capacidade entre 69 kV e 525 kV) de instalações de geração ao sistema de distribuição em um centro de carga por meio da rede de transmissão. Unidade Geradora: um gerador elétrico juntamente com a turbina ou outro dispositivo que o impulsiona. Usina Hidrelétrica: uma unidade geradora que usa a força da água para movimentar o gerador elétrico. Usina Termelétrica: uma unidade geradora que utiliza combustível como carvão, óleo, diesel, gás natural ou outros hidrocarbonetos como fonte de energia para movimentar o gerador elétrico. Volt: a unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada. Watt: a unidade básica de potência elétrica.

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ASSINATURAS

A registrante certifica por meio desta que ela atende a todas as exigências para arquivamento em Formulário 20-F e que autorizou devidamente o signatário abaixo a assinar por ela este relatório anual.

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL

Por: Nome: Rubens Ghilardi Cargo: Diretor Presidente

Por: Nome: Paulo Roberto Trompczynski Cargo: Diretor Financeiro

Data: 30 de junho de 2008

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PARECER DA FIRMA DE CONTABILIDADE PÚBLICA REGISTRADA INDEPENDENTE

Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Companhia Paranaense de Energia - COPEL Curitiba – PR, Brasil

Auditamos os balanços patrimoniais consolidados em anexo da Companhia Paranaense de Energia – COPEL (uma empresa brasileira) e de suas subsidiárias (a “Companhia”) de 31 de dezembro de 2007 e 2006 e as demonstrações consolidadas pertinentes de resultado, de mutações no patrimônio líquido e de origens e aplicações de recursos para cada um dos dois anos do período encerrado em 31 de dezembro de 2007, todas elas expressas em reais. Essas demonstrações contábeis consolidadas são de responsabilidade da administração da Companhia. Nossa responsabilidade é emitir parecer sobre essas demonstrações contábeis consolidadas com base em nossas auditorias.

Conduzimos nossas auditorias de acordo com os padrões do Conselho de Supervisão de Contabilidade de Companhias Abertas "( "Public Company Accounting Oversight Board" ou "PCAOB") (Estados Unidos). Esses padrões exigem que planejemos e realizemos a auditoria para obter garantia razoável de que as demonstrações contábeis consolidadas estão livres de informações incorretas relevantes. Uma auditoria também inclui o exame, por amostragem, de evidências que sustentam os montantes e as divulgações das demonstrações contábeis consolidadas. Uma auditoria também inclui o levantamento dos princípios contábeis usados e das estimativas significativas feitas pela administração, assim como a avaliação da apresentação geral das demonstrações contábeis consolidadas. Acreditamos que nossas auditorias fornecem base razoável para nosso parecer.

Em nosso parecer, essas demonstrações contábeis apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira da Companhia Paranaense de Energia – COPEL e de suas subsidiárias em 31 de dezembro de 2007 e 2006 e seus resultados operacionais, as mutações em seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus recursos para cada um dos dois anos do período encerrado em 31 de dezembro de 2007, de acordo com práticas contábeis adotadas no Brasil.

Nossa auditoria foi conduzida com o intuito de emitir parecer sobre as demonstrações contábeis consolidadas mencionadas no primeiro parágrafo acima, preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. A demonstração consolidada de fluxos de caixa que apresenta informações suplementares sobre a Companhia e suas subsidiárias não é parte obrigatória das demonstrações contábeis. Também aplicamos os procedimentos de auditoria descritos no segundo parágrafo às demonstrações consolidadas de fluxos de caixa para cada um dos dois anos do período encerrado em 31 de dezembro de 2007, as quais, em nossa opinião, são apresentadas

adequadamente em todos os aspectos relevantes em relação às demonstrações contábeis como um todo.

As práticas contábeis adotadas no Brasil diferem em certos aspectos importantes dos princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América. Informações relativas à natureza e ao efeito dessas diferenças são apresentadas na Nota 35 das demonstrações contábeis consolidadas.

Também auditamos, de acordo com os padrões do Conselho de Supervisão de Contabilidade de Companhias Abertas (Estados Unidos), a eficácia do controle interno de divulgação financeira da Companhia em 31 de dezembro de 2007, com base nos critérios estabelecidos no Controle Interno - Quadro Integrado publicado pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway, e nosso relatório de 24 de junho de 2008 apresentou parecer negativo quanto ao controle interno de divulgação financeira da Companhia devido a uma fraqueza relevante identificada em relação a controles ineficazes sobre ações judiciais e depósitos judiciais para garantir ajustes adequados à provisão para contingências. Essa fraqueza relevante foi levada em consideração na determinação da natureza, do momento e da extensão de nosso procedimento de auditoria e não afeta nosso parecer sobre as demonstrações contábeis mencionado no primeiro parágrafo acima.

Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes Curitiba, Paraná, Brasil

24 de junho de 2008

Parecer da Firma de Contabilidade Pública Registrada Independente

Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Auditamos as demonstrações de resultado, de mutações do patrimônio líquido e de origens e aplicações de recursos em anexo da Companhia Paranaense de Energia – COPEL (a “Companhia”) e de suas subsidiárias (a “Companhia”) para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005. Essas demonstrações contábeis são de responsabilidade da administração da Companhia. Nossa responsabilidade é emitir parecer sobre essas demonstrações com base em nossas auditorias.

Conduzimos nossa auditoria de acordo com os padrões do Conselho de Supervisão de Contabilidade de Companhias Abertas "( "Public Company Accounting Oversight Board" ou "PCAOB") (Estados Unidos). Esses padrões exigem que planejemos e realizemos a auditoria para obter garantia razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de informações incorretas relevantes. Uma auditoria inclui o exame, por amostragem, de evidências que sustentam os montantes e as divulgações das demonstrações contábeis. Uma auditoria também inclui o levantamento dos princípios contábeis usados e das estimativas significativas feitas pela administração, assim como a avaliação da apresentação geral das demonstrações contábeis. Acreditamos que nossas auditorias fornecem base razoável para nosso parecer.

Em nosso parecer, as demonstrações consolidadas mencionadas acima apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, os resultados operacionais, as mutações em no patrimônio líquido e as origens e aplicações dos recursos da Companhia Paranaense de Energia – COPEL e de suas subsidiárias quanto ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, de acordo com práticas contábeis adotadas no Brasil.

Nossa auditoria foi conduzida com o intuito de emitir parecer sobre as demonstrações mencionadas no primeiro parágrafo acima, preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. A demonstração de fluxos de caixa que apresenta informações suplementares sobre a Companhia e suas subsidiárias não é parte obrigatória das demonstrações contábeis. Também aplicamos os procedimentos de auditoria descritos no segundo parágrafo à demonstração de fluxos de caixa para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, a qual, em nossa opinião, é apresentada adequadamente em todos os aspectos relevantes em relação às demonstrações contábeis como um todo.

PricewaterhouseCoopers Curitiba, Brasil Auditores Independentes 27 de junho de 2006, exceto as notas de rodapé 2(b), 32 and 35a(v).8, que são de 24 de junho de 2008

Companhia Paranaense de Energia - COPEL Demonstrações Contábeis Consolidadas em 31 de Dezembro de 2007 e 2006 E dos Três Anos Encerrados em 31 de dezembro de 2007 e Parecer da Firma de Auditoria Pública Registrada Independente

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Balanço Patrimonial Consolidado Em milhares de reais

31 de dezembro

Ativos 2007 2006

Ativo circulante Disponibilidades (Nota 5) 1.540.871 1.504.004 Contas a receber, líquidas (Nota 6) 1.078.195 986.978 Dividendos a receber (Nota 7) 2.767 2.019 Almoxarifado 52.195 51.444 Conta de Resultados a Compensar (CRC) (Nota 8) 40.509 35.205 Ativo regulamentar diferido – CVA (Nota 9 a) 67.614 90.048 Ativo regulamentar - PIS e COFINS (Nota 9 b) - 3.408 Outros ativos regulamentares (Nota 9 c) 17.186 - Imposto de renda e contribuições sociais diferidos (Nota 11) 116.855 106.145 Impostos a recuperar (Nota 10) 38.744 128.939 Outros ativos, líquidos 207.474 105.443

3.162.410 3.013.633

Realizável a longo prazo Contas a receber (Nota 6) 134.907 108.157 Impostos a recuperar (Nota 10) 61.835 44.874 Imposto de renda e contribuições sociais diferidos (Nota 11) 400.592 337.654 Depósitos judiciais (Nota 21 a) 121.340 140.954 Conta de Resultados a Compensar (CRC) (Nota 8) 1.209.85 3 1.158.898 Ativo regulamentar diferido – CVA (Nota 9.a) 25.478 12.273 Outros ativos regulamentares (Nota 9 c) 5.729 - Outros ativos 30.873 36.539

1.990.607 1.839.349

Ativo permanente Investimentos (Nota 12) 256 .809 229.953 Ativo imobilizado, líquido (Nota 13) 6.832.379 6.711.686 Ativo intangível (Nota 14) 112.585 116.798 Encargos diferidos, líquidos 5.227 23.204

7.207.000 7.081.641

Ativo total 12.360.017 11.934.623

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis.

F - 2

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Balanço Patrimonial Consolidado Em milhares de reais (continuação)

31 de dezembro

Passivo e patrimônio líquido 2007 2006

Passivo circulante Fornecedores (Nota 15) 366.510 392.219 Empréstimos e financiamentos (Nota 16) 92.684 90.152 Debêntures (Nota 17) 171.827 838.355 Imposto de renda e contribuição social diferidos (Nota 11) 24.664 33.671 Tributos sobre vendas e outros (Nota 18) 224.796 277.414 Dividendos e juros sobre o capital próprio 252.362 277.421 Folha de pagamento e provisões trabalhistas 146.119 134.218 Plano previdenciário e assistencial (Nota 22) 42.286 133.635 Passivo regulamentar diferido (Nota 9a) 143.436 110.498 Outros passivos regulamentares (Nota 9 c) 46.476 - Encargos regulamentares (Nota 19) 32.722 51.705 Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (Nota 20) 185.280 174.316 Outras obrigações acumuladas 85.465 67.766

1.814.627 2.581.370 Exigível a longo prazo Fornecedores (Nota 15) 190.394 234.212 Empréstimos e financiamentos (Nota 16) 835.268 604.306 Debêntures (Nota 17) 1.002.674 1.129.230 Imposto de renda e contribuição social diferidos (Nota 11) 19.317 12.515 Plano previdenciário e assistencial (Nota 22) 454.411 488.771 Provisão para contingências (Nota 21 a) 514.270 222.473 Passivo regulamentar diferido (Nota 9 a) 22.330 52.053 Outros passivos regulamentares (Nota 9 c) 18.935 - Outras contas a pagar 19.495 27.517

3.077.094 2.771.077 Ágio negativo 592 -

Participação de acionistas não controladores 231.527 205.906

Patrimônio líquido (Nota 23) Capital social (Nota 23 a) 4.460.000 3.875.000 Reservas de capital (Nota 23 b) 838.340 817.293 Reservas de lucros (Nota 23 c) 1.937.837 1.683.977

7.236.177 6.376.270

Passivo e patrimônio líquido totais 12.360.017 11.934.623

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis.

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Demonstração Consolidada do Resultado Em milhares de reais, exceto dados por ação

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005 Receita operacional (Notas 25 e 26) Vendas de eletricidade a consumidores finais 5.767.847 5.500.122 5.275.883 Vendas de eletricidade a distribuidores 1.367.595 1.290.976 949.937 Uso da rede principal de transmissão e distribuição 296.796 283.773 267.996 Outras receitas 487.856 346.455 307.482 ICMS sobre vendas (1.507.882 ) (1.428.729) (1.373.494) PIS sobre vendas (91.280 ) (98.775) (79.883) COFINS sobre vendas (415.162 ) (448.539) (361.509) Encargos regulamentares (419.712 ) (495.993) (399.093) Outros encargos e deduções sobre as vendas (63.932 ) (60.675) (147.708) Receitas operacionais líquidas 5.422.126 4.888.615 4.439.611

Receita (Despesa) operacional Energia elétrica comprada para revenda (Nota 27 a) (1.429.417 ) (1.439.744) (1.436.330) Uso da rede principal de transmissão (514.450 ) (534.780) (530.798) Depreciação e amortização (422.049 ) (372.395) (328.906) Pessoal (Nota 27 b) (649.717 ) (641.885) (566.455) Serviços de terceiros (240.942 ) (226.779) (196.976) Materiais (Nota 27 c) (186.990 ) 35.019 (266.829) Plano previdenciário e outros benefícios 13.851 (127.686) (108.000) Outras despesas, líquidas (385.132 ) (31.648) (185.717) Despesas operacionais totais (3.814.846 ) (3.339.898) (3.620.011)

Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação nos resultados de coligadas 1.607.280 1.548.717 819.600

Resultado financeiro (Nota 28) Receitas financeiras 396.017 729.203 396.279 Despesas financeiras (375.774 ) (434.510) (497.280)

20.243 294.693 (101.001)

Participação nos resultados de coligadas 1.601 (6.187) 9.048

Lucro operacional 1.629.124 1.837.223 727.647

Despesas não operacionais, líquidas(Nota 29) (31.109 ) (22.977) (10.646)

Lucro antes dos tributos sobre a renda e da participação de acionistas não controladores 1.598.015 1.814.246 717.001

Imposto de renda e contribuição social (Nota 11) (460.315 ) (557.678) (198.200)

Lucro antes da participação de acionistas não controladores 1.137.700 1.256.568 518.801

Participação de acionistas não controladores (31.090 ) (13.888) (16.424)

Lucro líquido do exercício 1.106.610 1.242.680 502.377

Lucro líquido por ação ao fim do exercício – em reais 4,04 4,54 1,84

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis.

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Demonstração de Mutações do Patrimônio Líquido Em milhares de reais

Reservas de lucros

Capital Reservas Reserva Reserva de Lucro social de capital legal investimentos acumulado Total

Em 31 de dezembro de 2005 3.480.000 817.293 209.821 980.069 5.487.183 Mudanças nas práticas contábeis brasileiras (72.642) (72.642 ) Aumento de capital 395.000 (395.000) Lucro líquido do exercício 1.242.680 1.242.680 Alocação do lucro líquido Reserva legal 58.502 (58.502) Juros sobre capital próprio (123.000) (123.000 ) Dividendos (157.951) (157.951 ) Transferência para reserva de lucros 830.585 (830.585)

Em 31 de dezembro de 2006 3.875.000 817.293 268.323 1.415.654 6.376.270 Aumento de capital 585.000 (585.000 ) Incentivo fiscal (Nota 12 (d)) 21.047 21.047 Lucro líquido do exercício 1.106.610 1.106.610 Alocação do lucro líquido Reserva legal 55.330 (55.330) Juros sobre capital próprio (200.000) (200.000 ) Dividendos (67.750) (67.750 ) Transferência para reserva de lucros 783.530 (783.530)

Em 31 de dezembro de 2007 4.460.000 838.340 323.653 1.614.184 7.236.177

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis.

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Demonstração Consolidada de Origens e Aplicações de Recursos Em milhares de reais

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005 Origens Das operações Lucro líquido do exercício 1.106.610 1.242.680 502.377 Despesas (receitas) que não afetam o capital circulante líquido Depreciação e amortização 422.049 372.395 328.906 Perda na alienação de ativo imobilizado e outros 29.878 14.721 24.336 Participação nos resultados de coligadas 9.658 6.187 (9.048) Baixa de realizável a longo prazo 9.472 51.399 85 Renegociação contratual - CIEN (62.862) Variações monetárias e cambiais, líquidas (54.545) (14.751) (42.777) Provisão no exigível a longo prazo 255.657 39.595 197.764 Imposto de renda e contribuição social diferidos (56.136) 123.079 (36.874) Parcela de ajuste de encargos de rede, líquida (Nota 09(c)) 26.412 Participação de acionistas não controladores 31.090 13.888 16.424

1.717.283 1.849.193 981.193 De terceiros Empréstimos e financiamentos de longo prazo 346.592 16.937 35.532 Fornecedores – renegociação com a Petrobras (Nota 15(a)) 157.443 Emissão de Debêntures de longo prazo 600.000 755.626 Contribuições de consumidores – obrigações especiais 48.580 43.489 39.675 Juros sobre capital próprio e dividendos a receber 10.545 13.730 4.576 Transferência do realizável a longo prazo para o circulante 167.590 143.160 246.231 Participação de acionistas não controladores 113.703 6.705 Mudanças em políticas contábeis com impacto sobre o capital circulante (72.642) Baixa de ativo fixo 6.652 Outras contas a pagar 8.960

579.959 1.024.780 1.088.345

Total das origens 2.297.242 2.873.973 2.069.538

Aplicações Juros sobre capital próprio e dividendos 267.750 280.951 122.995 Ativo imobilizado 516.142 567.778 666.542 Encargos diferidos 341 145 752 Investimentos 13.754 534.546 2.707 Realizável a longo prazo Ativo regulamentar diferido 13.884 Ativo regulamentar – PIS e COFINS 9.432 48.597 Depósitos judiciais 9.900 30.778 19.826 Contas a receber 112.271 25.109 11.255 Imposto de renda e contribuição social diferidos e tributos a recuperar 17.057 8.893 2.232 Outros 1.405 2.140 1.647 Transferência do exigível a longo prazo para o circulante Fornecedores 267 112.590 64.321 Empréstimos e financiamentos de longo prazo 116.363 85.000 95.900 Debêntures 138.858 720.087 Tributos e outras contas a pagar 51.941 Plano previdenciário 41.348 127.478 131.644 Provisões para contingências 59. 846 6.355 693 Passivo regulamentar diferido 82.014 44.657 28.767

Total das aplicações 1.381.722 2.561.686 1.266.027

Aumento do capital circulante 915.520 312.287 803.511

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Demonstração Consolidada de Origens e Aplicações de Recursos Em milhares de reais (continuação)

Exercício encerrado em 31 de dezembro d e

2007 2006 2005

Representado por Ativo circulante No início do exercício 3.013.633 2.472.323 1.653.172 No fim do exercício 3.162.410 3.013.633 2.472.323

Aumento do ativo circulante 148.777 541.310 819.151

Passivo circulante No início do exercício 2.581.370 2.352.347 2.336.707 No fim do exercício 1.814.627 2.581.370 2.352.347

Redução (aumento) do passivo circulante 766.743 (229.023) (15.640)

Aumento total do capital circulante 915.520 312.287 803.511

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis.

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

1 A Companhia e suas Operações (informações relativas a capacidade instalada e a outros aspectos operacionais e técnicos similares não são auditadas)

A Companhia Paranaense de Energia - COPEL (a "COPEL" ou a "Companhia") é uma sociedade de economia mista, organizada de acordo com as leis da República Federativa do Brasil e controlada pelo Governo do Estado do Paraná.

As atividades da Companhia, por meio de suas subsidiárias, são pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica. Tais atividades são regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a COPEL está autorizada a participar de consórcios ou companhias, em conjunto com empresas privadas, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia, telecomunicações e gás natural.

Como uma companhia brasileira de capital aberto, a COPEL está registrada na Comissão de Valores Mobiliários (a “CVM”), e suas ações são negociadas nas bolsas de valores brasileiras. A Companhia está registrada na Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos da América (a “ Securities and Exchange Commission ” ou a “SEC”), e suas ações estão listadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque (a “NYSE”), por meio de um programa de ADS (" American Depositary Shares "). A Companhia também está listada no LATIBEX, que é parte da Bolsa de Valores de Madri, na Espanha.

As subsidiárias da COPEL e suas atividades principais são as seguintes:

(a) Subsidiárias diretas

(i) COPEL Geração e Transmissão S.A.: Esse é o novo nome da COPEL Geração S.A., que incorporou em 30 de novembro de 2007 parte da COPEL Transmissão S.A. e conduz o negócio de geração e transmissão de energia elétrica da Companhia, com 18 usinas elétricas em operação - das quais 17 são hidrelétricas e uma é termelétrica – totalizando 4.549,6 MW de capacidade instalada. A empresa também conta com 30 subestações com tensão igual ou superior a 230 kV, das quais 10 são automatizadas e controladas remotamente, com capacidade instalada de transformadores elevadores igual a 5.004,1 MVA. Essa subsidiária detém as seguintes concessões cedidas pela ANEEL:

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Usinas geradoras de energia

Capacidade Data da Instalada concessão Ano de Usina Rio (MW) vencimento

Hidrelétricas Gov. Bento Munhoz da Rocha Neto (Foz do Areia) Iguaçu 1.676,00 24/05/73 2023 Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) Iguaçu 1.260,00 14/11/79 2009 Gov. José Richa (Caxias) Iguaçu 1.240,00 05/05/80 2010 Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza Capivari - Cachoeira 260,00 23/04/65 2015 Guaricana Arraial 36,00 13/08/76 2026 Chaminé São João 18,00 13/08/76 2026 Apucaraninha Apucaraninha 10,00 13/10/75 2025 Mourão Mourão 8,20 20/01/64 2015 Derivação do Rio Jordão Jordão 6,50 14/11/79 2009 Marumbi Ipiranga 4,80 (*) São Jorge Pitangui/Tibagi 2,30 04/12/74 2024 Chopim I Chopim 1,98 20/03/64 2015 Rio dos Patos Rio dos Patos/Ivaí 1,72 14/02/84 2014 Cavernoso Cavernoso/Iguaçu 1,30 07/01/81 2011 Salto do Vau Palmital 0,94 J27/01/54 (** ) Pitangui Pitangui 0,87 05/12/54 (** ) Melissa Melissa 1,00 08/10/93 (** )

Termelétrica Figueira 20,00 21/03/69 2019

(*) Em homologação pela ANEEL. (**) Usinas com capacidade inferior a 1 MW são apenas registradas perante a ANEEL. A Agência regulamenta apenas usinas elétricas com capacidade acima de 1 MW.

As prorrogações das concessões das usinas Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo), Governador José Richa (Caxias) e Derivação do Rio Jordão já foram solicitadas à ANEEL.

A COPEL Geração e Transmissão também detém participações na Centrais Eólicas do Paraná (Nota 1 (b)(v)) e na Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, um produtor independente de energia pertencente à COPEL Geração e Transmissão (51%) e à Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (49%). Em 28 de novembro de 2006, no Leilão de Energia de Novos Projetos, a COPEL Geração e Transmissão ganhou o direito à concessão, por 35 anos, da Usina Hidrelétrica de Mauá, que terá 361 MW de capacidade instalada (Nota 12 e).

(ii) COPEL Distribuição S.A.: A COPEL Distribuição incorporou, em 30 de novembro de 2007, parte da COPEL Transmissão. As atividades da empresa são distribuir e vender energia em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, além de combustíveis e matérias-primas energéticas. A COPEL Distribuição fornece energia a 392 dos 399 municípios do Estado do Paraná, bem como ao município de Porto União, no Estado de Santa Catarina. As concessões da COPEL Distribuição vencem em 2015.

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

(iii) COPEL Telecomunicações S.A.: subsidiária destinada a prestar serviços de telecomunicações e de comunicações em geral e a conduzir estudos, projetos e planejamento na área de telecomunicações, assim como quaisquer atividades relacionadas, conforme autorizado por lei, por prazo indeterminado, sem caráter de exclusividade, em âmbito nacional e internacional, em área de serviço que abrange o Estado do Paraná e a Região II do Plano Geral de Outorgas, em conformidade com o Ato nº. 31.337 da Agência Nacional de Telecomunicações (ANATEL), vinculada ao Ministério das Comunicações.

(iv) COPEL Participações S.A.: subsidiária criada para participar acionariamente de outras companhias ou consórcios em diversas áreas de atuação. A COPEL possui participações em cinco produtores independentes de energia, todos os quais estão em operação e foram constituídos como empresas de propósito específico, com capacidade instalada total de 887,4 MW. Ela também possui participações nos setores de saneamento, gás, telecomunicações e serviços. Em 4 de agosto de 2006, a segunda unidade geradora da Usina de Fundão (Complexo Energético de Fundão – Santa Clara) entrou em operação comercial, totalizando 120,1 MW de capacidade instalada. A Usina de Santa Clara, que é a outra usina do complexo, com 120,2 MW, entrou em operação em setembro de 2005.

(b) Subsidiárias indiretas

(i) Companhia Paranaense de Gás - COMPAGAS: uma sociedade de economia mista, com participação de 51% da COPEL, que tem como atividade principal o fornecimento de gás natural canalizado, por meio de rede de distribuição de 459 km, implantada nos municípios paranaenses de Araucária, Curitiba, Campo Largo, Balsa Nova, Palmeira, Ponta Grossa e São José dos Pinhais. No fim de 2007, a Compagas atendia 2.928 unidades consumidoras, sendo 95 industriais, 24 postos de Gás Natural Veicular - GNV, 163 estabelecimentos comerciais, 2.642 residências, 2 empresas com co-geração, uma companhia que usa o gás natural como matéria-prima e a Usina Termelétrica de Araucária.

(ii) Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - ELEJOR: uma empresa de propósito específico em que a COPEL Participações detém 70% do capital social votante. Foi constituída para implantar e explorar o Complexo Energético Fundão/Santa Clara, no rio Jordão, na sub-bacia do rio Iguaçu, no Paraná, que abrange as Usinas de Santa Clara e Fundão. Essas usinas têm 240,3 MW de capacidade instalada, além de duas pequenas centrais hidrelétricas incorporadas às barragens de Santa Clara e Fundão, com 3,6 MW e 2,4 MW de capacidade instalada, respectivamente. A concessão para o projeto foi outorgada em 23 de outubro de 2001, por prazo de 35 anos, prorrogável a pedido da interessada e a critério da ANEEL.

(iii) COPEL Empreendimentos Ltda. - sociedade limitada cujos objetivos principais são a prestação de serviços corporativos de planejamento, coordenação e organização a empresas que visem à produção de energia elétrica, ao transporte e à comercialização de atividades de gerenciamento, implantação, operação e manutenção de usinas elétricas, e a participação em outras empresas como acionista ou cotista. Em 31 de maio de 2006, a COPEL Participações adquiriu a El Paso Empreendimentos e Participações Ltda., cotista controlador da UEG Araucária Ltda. com 60% de seu capital social, e alterou seu nome para COPEL Empreendimentos Ltda.;

(iv) UEG Araucária Ltda – Sociedade limitada cujo objetivo é a utilização do gás natural para geração de energia elétrica e comercialização. A usina possui capacidade instalada de 484,5 MW. A autorização para a Companhia se estabelecer como produtor independente de energia elétrica foi emitida pela F - 10

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

ANEEL em 22 de dezembro de 1999, por 30 anos, prorrogáveis a pedido da interessada e a critério da ANEEL.

(v) Centrais Eólicas do Paraná Ltda. – sociedade limitada controlada pela COPEL Geração e Transmissão desde 6 de setembro de 2007 e que foi constituída para construir, montar e operar uma usina eólica de 2,5 MW na região de Palmas, no Estado do Paraná (Nota 12).

2 Base da Apresentação

(a) Apresentação das demonstrações contábeis

As demonstrações contábeis foram preparadas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil ("PCGA no Brasil"), os quais são baseados na Lei das Sociedades Anônimas (Lei 6.404/76 e suas alterações posteriores), de acordo com os padrões e procedimentos estabelecidos pela CVM, com os padrões contábeis estabelecidos pelo Conselho Federal de Contabilidade - CFC e pelo Instituto dos Auditores Independentes do Brasil - IBRACON e com os padrões e procedimentos da ANEEL incluídos no "Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica".

Essas demonstrações contábeis também incorporaram mudanças introduzidas pelas seguintes normas e regulamentos contábeis: (i) Despacho ANEEL nº. 2.409/2007, de 14 de novembro de 2007, e (ii) Despacho ANEEL nº. 3.073/2006, de 28 de dezembro de 2006. Certas reclassificações foram feitas nas demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2006 e 2005, apresentadas neste documento para fins de comparação, de modo a ajustá-las às normas acima e permitir aos leitores comparação adequada com as demonstrações atuais. As principais mudanças resultantes da aplicação dessas normas são as seguintes:

a) Reclassificação da receita relativa ao uso da rede principal de transmissão de “vendas de eletricidade a consumidores finais” para o grupo “uso da rede principal de transmissão e distribuição”.

b) Reclassificação de encargos regulamentares, anteriormente classificados sob despesas operacionais, como encargos sobre vendas, para redução da receita operacional líquida.

As demonstrações contábeis em anexo foram traduzidas e adaptadas a partir daquelas originalmente publicadas no Brasil, com base nos PCGA no Brasil. Foram realizadas algumas reclassificações e alterações na terminologia, e estas notas explicativas foram ampliadas, de forma a refletir mais precisamente as práticas de divulgação vigentes conforme os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América (os "US GAAP" ou “PCGA nos EUA”).

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

As demonstrações contábeis consolidadas preparadas pela Companhia para finalidades legais, as quais incluem as demonstrações contábeis individuais da controladora, foram registradas na CVM em março de 2008. As demonstrações contábeis apresentadas neste relatório não incluem as demonstrações contábeis individuais da controladora e não devem ser usadas para finalidades legais.

Os PCGA no Brasil diferem em aspectos significativos dos PCGA nos EUA. Uma reconciliação do lucro líquido e do patrimônio líquido entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA é apresentada neste relatório (Nota 35).

(b) Reclassificações

As demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2006 e 2005, apresentadas para fins de comparação, apresentam certas reclassificações para adequá-las às Resoluções mencionadas e permitir a comparação com o exercício corrente.

As principais reclassificações realizadas pela Companhia nas demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2006 estão relacionadas a seguir:

De Para Valor Consolidado Realizável a longo prazo Realizável a longo prazo Investimentos Ativo intangível 76.015 Exigível a longo prazo Exigível a longo prazo Participação de acionistas não Empréstimos e financiamentos 65.116 controladores Outras despesas operacionais Encargos regulamentares Conta de Consumo de Combustível Conta de Consumo de Combustível (CCC) (i) 278.052 (CCC) Conta de Desenvolvimento Energético Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) (i) 165.676 (CDE) Programas de Pesquisa e Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Eficiência Energética (PEE) (i) Energética (PEE) 52.265

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

As principais reclassificações realizadas pela Companhia nas demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2005 estão relacionadas a seguir: De Para Valor Consolidado Outras despesas operacionais Encargos regulamentares Conta de Consumo de Combustível Conta de Consumo de Combustível (CCC) (i) (CCC) 199.615 Conta de Desenvolvimento Energético Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) (i) (CDE) 152.707 Programas de Pesquisa e Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Eficiência Energética (PEE) (i) Energética (PEE) 46.771

(i) De acordo com o Despacho ANEEL 3.073/2006, despesas relativas à Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e aos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (PEE) devem ser contabilizadas na rubrica “encargos sobre vendas”.

As subsidiárias seguem as mesmas práticas contábeis adotadas pela COPEL.

3 Demonstrações Contábeis Consolidadas

As demonstrações contábeis consolidadas são apresentadas em conformidade com a Instrução CVM 247/1996, com normas subseqüentes e adicionais, e incluem as contas das subsidiárias diretas COPEL Geração e Transmissão S.A., COPEL Distribuição S.A., COPEL Telecomunicações S.A., COPEL Participações S.A., e das subsidiárias indiretas Companhia Paranaense de Gás – COMPAGAS, Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. – ELEJOR, COPEL Empreendimentos Ltda. (anteriormente El Paso Empreendimentos e Participações Ltda.), UEG Araucária Ltda. e Centrais Eólicas do Paraná Ltda.

A consolidação de participações societárias inclui, a partir de 1º. de junho de 2006, as demonstrações contábeis da COPEL Empreendimentos Ltda. e da UEG Araucária Ltda e, a partir de 1º. de setembro de 2007, as demonstrações contábeis da Centrais Eólicas do Paraná Ltda. As demonstrações contábeis da COPEL Transmissão eram parte da consolidação até 30 de novembro de 2007, uma vez que essa companhia foi fundida com a COPEL Geração e Copel Distribuição em 30 de novembro de 2007.

Nas demonstrações contábeis consolidadas, os investimentos da Companhia no patrimônio líquido das subsidiárias, assim como os ativos, passivos, receitas e despesas resultantes de transações entre as companhias, foram eliminados, e as participações acionistas não controladores são apresentadas separadamente, de modo que as demonstrações contábeis consolidadas representam efetivamente os saldos de transações com terceiros.

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4 Resumo das Principais Políticas Contábeis

As políticas contábeis da Companhia estão em conformidade com os PCGA no Brasil, que incluem os princípios contábeis especificamente aplicáveis a concessionárias de energia elétrica conforme exigido pela ANEEL. Certas políticas contábeis sob os PCGA no Brasil não estão de acordo com os PCGA nos EUA. Ver Nota 35 para maiores informações sobre as diferenças e a reconciliação do patrimônio líquido e do lucro líquido sob os PCGA nos EUA.

(a) Políticas contábeis regulamentadas a(i) Provisão para créditos de liquidação duvidosa

A provisão para créditos de liquidação duvidosa é considerada suficiente pela administração da COPEL para cobrir potenciais perdas na realização de créditos a receber de consumidores e de outros créditos cuja recuperação é considerada improvável.

Essa provisão é constituída com base nos valores devidos por consumidores residenciais por mais de 90 dias, nos valores devidos por consumidores comerciais por mais de 180 dias e nos valores devidos por consumidores industriais e rurais, órgãos governamentais, iluminação pública e serviços públicos por mais de 360 dias, conforme o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica. Ela abrange créditos faturados até a data dos balanços patrimoniais, contabilizados conforme o regime de competência. a(ii) Ativo imobilizado

O ativo imobilizado está contabilizado pelo custo de aquisição ou construção. A depreciação é calculada pelo método linear, com base nos saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Contabilidade, conforme o Despacho DNAEE nº. 815, de 30 de novembro de 1994, suplementado pela Resolução ANEEL nº. 15, de 24 de dezembro de 1997.

As taxas anuais de depreciação são fixadas nas tabelas anexas à Resolução ANEEL nº. 240, de 5 de dezembro de 2006, e apresentadas na Nota 13. a(iii) Construção em curso

De acordo com o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, juros e outros encargos financeiros (variações monetárias e cambiais), relacionados a empréstimos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados em construções em curso, são registrados nesta conta como parte dos custos.

Despesas administrativas gerais são alocadas ao ativo imobilizado e outras construções em curso. A alocação de custos diretos com pessoal e serviços externos é baseada em critérios autorizados pela ANEEL.

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O montante total de juros, encargos financeiros e despesas administrativas gerais capitalizado em construção em curso totalizou R$ 11.173, R$ 12.759 e R$ 49.757 em 2007, 2006 e 2005, respectivamente. a(iv) Obrigações especiais

Registramos um passivo correspondente às contribuições que recebemos do governo federal e dos consumidores exclusivamente para investimentos na rede de distribuição de energia elétrica. Essa obrigação é registrada como redução do ativo imobilizado e, ao término da concessão operacional concedida à Companhia, será deduzida dos ativos da concessionária, incluindo aqueles adquiridos com essas contribuições recebidas do governo federal e dos consumidores. Ver Nota 35 a (v).2. a(v) Almoxarifado (incluindo itens classificados no ativo imobilizado)

Os materiais em almoxarifado classificados no ativo circulante estão registrados pelo custo médio de aquisição. Materiais a serem usados em construção são incluídos no ativo imobilizado pelo custo de aquisição (os materiais são registrados pelo custo médio). Os valores contabilizados não excedem os seus custos de reposição ou valores de realização. a(vi) Ativo intangível

O ativo intangível está contabilizado pelo custo de aquisição ou construção. A amortização, quando aplicável, é calculada pelo método linear, com base nos saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Contabilidade, conforme o Despacho DNAEE nº. 815, de 30 de novembro de 1994, suplementado pela Resolução ANEEL nº. 15, de 24 de dezembro de 1997. As taxas anuais de amortização são fixadas nas tabelas anexas à Resolução ANEEL n o. 240, de 5 de dezembro de 2006. a(vii) Receitas não faturadas

Receitas não faturadas correspondem a receitas de vendas de eletricidade a consumidores finais que foram entregues mas ainda não faturadas e a receitas pelo uso do sistema de distribuição ainda não faturadas, ambas as quais são calculadas com base em estimativas cobrindo o período entre o dia de leitura dos medidores até o último dia do mês. a(viii) Transações de compra e venda de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Transações de compra e venda de energia na CCEE são contabilizadas sob o regime de competência de acordo com as informações divulgadas pela CCEE ou com estimativas preparadas pela administração da COPEL, quando tais informações não são publicadas a tempo. a(ix) Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

Até 1993, dois importantes princípios regularam o processo de definição de tarifas no Brasil:

(i) Às concessionárias de energia elétrica deveria ser garantida uma taxa real de retorno anual sobre os F - 15

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ativos relacionados aos serviços incluídos na base tarifária; e

(ii) As tarifas cobradas de cada classe de consumidor de energia elétrica deveriam ser uniformes em todo o Brasil, independentemente do alto custo de distribuição de energia elétrica a áreas remotas do país.

De acordo com a estrutura tarifária anterior, o retorno garantido era definido pela agência reguladora entre 10% e 12% dos ativos relacionados ao serviço incluídos na base tarifária, dependendo das circunstâncias específicas de cada concessionária.

Para compensar as concessionárias que registrassem taxa de retorno abaixo da média nacional do setor, o governo federal criou a Reserva Nacional para Compensação da Remuneração (RENCOR), por meio da qual os resultados das companhias mais lucrativas eram distribuídos às companhias menos lucrativas, de modo que a taxa de retorno de todas elas fosse equivalente à média nacional do setor.

O déficit registrado por grande parte das concessionárias entre o retorno garantido e a taxa real de retorno realizada foi compensado com um aumento das contas de resultado a compensar (CRC) de cada companhia, equivalente a tal déficit. Essa conta foi contabilizada, até 1992, em uma conta de compensação e não como um ativo no balanço patrimonial.

A Lei nº. 8.724, de 28 de outubro de 1993, e as regulamentações relacionadas introduziram alterações significativas na estrutura regulamentar que regia as tarifas de eletricidade no Brasil, conforme descrito a seguir:

(a) A CRC foi extinta, e as concessionárias com saldos positivos na CRC puderam liquidar esses saldos contra quaisquer obrigações perante outras concessionárias, instituições financeiras federais e o governo federal. Além disso, a Companhia pôde transferir saldos da CRC para o Estado do Paraná.

(b) De acordo com o novo sistema, o conceito de retorno garantido foi abolido. Em vez disso, no novo sistema cada concessionária foi obrigada a propor uma estrutura tarifária, de acordo com suas circunstâncias em particular, para a aprovação pelas autoridades reguladoras federais. Cada concessionária é obrigada a enviar uma proposta tarifária à ANEEL para o período e para cada período subseqüente de três anos, considerando-se a estrutura de custos da companhia.

A tarifa proposta deve ser calculada levando em consideração o nível de remuneração desejado pela concessionária, bem como os seguintes custos: gastos operacionais, incluindo despesas com pessoal, materiais e serviços de terceiros; custos da energia elétrica comprada de Itaipu e de outras concessionárias; encargos de depreciação e amortização, contribuições ao fundo de Reserva Global de Reversão (RGR) e outros encargos regulamentares e tributos, exceto imposto de renda.

Em 30 de junho de 1994, o governo federal promulgou certas regulamentações provisórias relacionadas a seu plano de estabilização econômica. Essas regulamentações, entre outras medidas, suspenderam o processo de definição de tarifas estabelecido pela Lei nº. 8.631, determinando que as tarifas devem ser fixadas anualmente a partir de 1.o de julho de 1995.

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Mediante contrato de 4 de agosto de 1994, o saldo remanescente da CRC foi negociado para ser reembolsado pelo governo do Estado do Paraná em 240 parcelas mensais, atualizadas com base no Índice Geral de Preços - Disponibilidade Interna (IGP-DI) e juros anuais de 6,65%. Em 1. o de outubro de 1997, o saldo de R$ 506.692 foi renegociado, prorrogando o prazo para 330 parcelas mensais iguais, com juros e amortização do principal. A última parcela mensal venceria em 30 de março de 2025. As demais cláusulas do contrato original, incluindo taxas de juros, foram mantidas. Os juros recebidos são contabilizados como receita financeira na demonstração do resultado. Em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o governo do Estado do Paraná, por meio do quarto termo aditivo, o crédito da CRC pendente em 31 de dezembro de 2004. O saldo de R$ 1.197.404 será reembolsado em 244 parcelas mensais, e a primeira parcela venceu em 30 de janeiro de 2005. A parcela vencida em fevereiro de 2003 e as parcelas vencidas de março de 2003 a dezembro de 2004 não foram pagas e foram corrigidas pelo IGP-DI mais juros mensais de 1%. Essas parcelas vencidas foram incluídas no montante renegociado. O valor renegociado será atualizado com base no IGP-DI e juros anuais de 6,65%. As demais cláusulas originais foram mantidas.

O Estado do Paraná tem efetuado os pagamentos das prestações renegociadas conforme as condições estabelecidas no quarto termo aditivo ao contrato da CRC. As amortizações são garantidas por recursos de dividendos (ver Nota 8). a(x) Regulamentação e ativo regulamentar diferido

Conta de compensação de variações da Parcela A - CVA

De acordo com a Portaria Interministerial nº. 25 (Ministério da Fazenda e Ministério das Minas e Energia), de 24 de janeiro de 2002, a COPEL calculou os efeitos da Conta de Compensação de Variações da Parcela "A" (CVA), com o propósito de registrar as variações de custos ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, a partir de 2001, relativas aos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.

A Portaria Interministerial nº. 116 (Ministério da Fazenda e Ministério de Minas e Energia), de 4 de abril de 2003, adiou por 12 meses a compensação do saldo da CVA, para os reajustes tarifários anuais que ocorressem entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. O saldo da CVA, acrescido do saldo da CVA apurado nos doze meses subseqüentes, nos termos da Portaria nº. 25 acima, foi recuperado nos 24 meses subseqüentes ao reajuste tarifário anual que ocorreu entre 8 de abril de 2004 e 7 de abril de 2005.

Posteriormente, as Portarias Interministeriais nº. 116, de 4 de abril de 2003, e 361, de 26 de novembro de 2004, adicionaram novos itens qualificáveis, como a cota da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), os custos de aquisição de energia elétrica e as cotas de energia e custeio do Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia (PROINFA).

De acordo com a Nota Técnica nº. 146 da ANEEL, de 21 de junho de 2004, o ajuste tarifário de junho de 2004 incluiu 50% do saldo de CVA a recuperar referente aos períodos de 2002/2003 e 2003/2004. Os saldos remanescentes desses dois períodos foram incluídos no ajuste tarifário de 2005.

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Em junho de 2005, a ANEEL concedeu à COPEL Distribuição um aumento tarifário médio de 7,8%. Esse aumento abrangeu uma redução de 1,25% nas tarifas de fornecimento e um aumento de 9,05% para recuperar items de custo da Parcela A.

Por meio da Resolução nº. 345/2006, a ANEEL autorizou a COPEL Distribuição a aplicar em suas tarifas de fornecimento, a partir de 24 de junho de 2006, reajuste médio de 5,12%. Desse percentual, 4,91% se referem ao índice de reajuste tarifário, e 0,21% a ajustes financeiros externos ao reajuste. A CVA é parte deste ultimo grupo, totalizando R$ 21.978 ou 0,58% do aumento concedido, e é composta de três parcelas: CVA para o período tarifário 2005-2006, passivo de R$7.557; passivo da CVA de exercício anterior a ser compensado, no valor de R$4.317; e ativo diferido de CVA de exercícios anteriores, no valor de R$33.852. a(xi) Programas de Eficiência Energética (PEE) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE)

Esses são programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética exigidos pela ANEEL, aos quais as concessionárias de energia elétrica são obrigadas a alocar 1% de suas receitas operacionais líquidas.

Os recursos são aplicados em projetos aprovados pela ANEEL e em contribuições ao FNDCT e ao Ministério das Minas e Energia (MME). a(xii) Diferimento de custos de distribuição

O mecanismo de fixação de tarifas no Brasil garante a recuperação de custos incorridos pela COPEL Distribuição em relação à compra de energia e a encargos regulamentares por meio de aumentos tarifários. Conforme instruções da ANEEL, a COPEL Distribuição registra variações desses custos como ativos e passivos regulamentares diferidos, quando há expectativa provável de que receitas futuras equivalentes aos custos incorridos serão faturadas e cobradas como resultado direto da inclusão desses custos em uma tarifa corrigida, fixada de acordo com a fórmula paramétrica estabelecida no contrato de concessão da Companhia. Os ativos e passivos regulamentares diferidos são realizados mediante autorização da autoridade concedente para sua inclusão na base tarifária da COPEL Distribuição, que é ajustada anualmente na data de aniversário de seu contrato de concessão.

(b) Políticas contábeis gerais b(i) Disponibilidades

Disponibilidades são apresentadas ao custo mais rendimentos auferidos. As disponibilidades incluem, principalmente, depósitos a prazo e certificados de depósitos (de curto prazo, alta liquidez, pronta conversibilidade e proximidade do vencimento) denominados em reais. b(ii) Contas a receber

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Esse item abrange vendas faturadas a consumidores finais e a distribuidores, fornecimento de energia estimado mas não faturado na data das demonstrações contábeis e fornecimento de gás natural, contabilizado sob o regime de competência. b(iii) Almoxarifado (incluindo ativo imobilizado)

Materiais de almoxarifado, classificados sob o ativo circulante, foram contabilizados pelo custo médio de aquisição, e aqueles alocados à substituição de ativo fixo, classificados sob o ativo imobilizado, foram contabilizados pelo seu custo efetivo de aquisição (materiais em grosso, como postes e cabos, são contabilizados de acordo com o custo médio). Os montantes contabilizados não excedem seus custos de reposição ou valores de realização. b(iv) Investimentos

Os investimentos em subsidiárias e coligadas estão contabilizados pelo método de equivalência patrimonial. Outros investimentos estão contabilizados ao custo de aquisição, líquidos de provisão para perdas, quando aplicável. b(v) Encargos diferidos

Encargos diferidos abrangem custos pré-operacionais, financeiros e de estudos de viabilidade, menos amortização, que é calculada sob o método linear a taxas que levam em consideração as vidas úteis estimadas dos ativos respectivos. b(vi) Empréstimos, financiamentos e debêntures

Empréstimos, financiamentos e debêntures são corrigidos conforme as variações monetárias e cambiais até a data das demonstrações contábeis, incluindo juros e outros encargos contratuais. b(vii) Imposto de renda e contribuição social

O imposto de renda e a contribuição social são calculados conforme as alíquotas em vigor na data do balanço patrimonial. A Companhia reconheceu os efeitos de créditos de imposto de renda e contribuição social sobre transferências de prejuízos fiscais de períodos anteriores e diferenças temporárias, com base em projeções de geração futura de renda tributável, em período não superior a 10 anos. b(viii) Plano previdenciário e assistencial e outras provisões trabalhistas

A Fundação COPEL administra fundos previdenciários e outros benefícios pós-emprego para os funcionários da Companhia (ver Nota 22). Ausências compensadas e bônus a funcionários foram provisionados à medida que foram incorridos durante os períodos de aquisição dos direitos. A partir de 1. o de janeiro de 2001, os fundos previdenciários e outros benefícios pós-emprego passaram a ser contabilizados pelo regime de competência, com base nos custos e nas obrigações calculados por atuários independentes de acordo com as normas da Instrução CVM nº. 371/2000.

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b(ix) Provisões para contingências

As provisões para contingências são contabilizadas até a data das demonstrações contábeis com base em estimativas de perdas prováveis, à luz da natureza de cada contingência. As bases e a natureza de cada provisão são descritas na Nota 21. b(x) Receitas, custos e despesas

Receitas, custos e despesas são reconhecidos pelo regime de competência, ou seja, quando os produtos e serviços são entregues e prestados, independentemente de quando o montante em dinheiro é recebido ou pago.

As receitas de vendas de eletricidade a consumidores finais são reconhecidas quando realizadas. O faturamento dessas vendas é feito mensalmente ao longo do mês. As receitas não faturadas do ciclo de faturamento até o fim de cada mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior. As diferenças entre receitas não faturadas estimadas e efetivas, que não têm sido significativas, são registradas no mês seguinte. As vendas de energia elétrica a distribuidores e ao sistema interligado (contratos iniciais de suprimento, mercado atacadista de energia e contratos bilaterais) são registradas quando incorridas e faturadas mensalmente. As receitas do fornecimento de gás são reconhecidas quando o gás é fornecido ao consumidor final e são faturadas mensalmente.

Tributos e encargos sobre a receita são apresentados brutos, conforme a EITF nº. 06-3 – “Como Tributos Coletados de Consumidores e Repassados a Órgãos Governamentais Devem Ser Apresentados na Demonstração de Resultado”. Tributos e encargos sobre a receita são apresentados em base bruta e consistem de: (i) ICMS, um imposto estadual devido sobre as vendas a consumidores finais, cobrado de tais consumidores e contabilizado como parte da receita bruta; (ii) COFINS; (iii) PIS- PASEP; (iv) encargos regulamentares; e (v) outros encargos e deduções sobre as vendas. É política da Companhia deduzir esses tributos das receitas brutas. b(xi) Outras receitas e despesas

Outras receitas e despesas também são reconhecidas pelo regime de competência. b(xii) Ativos e passivos denominados em moedas estrangeiras ou sujeitos a indexação

Ativos e passivos denominados em moedas estrangeiras são convertidos para reais à taxa cambial determinada pelo Banco Central do Brasil na data de cada balanço patrimonial. Aqueles expressos em reais, e contratual ou legalmente sujeitos à indexação, são ajustados até a data do balanço patrimonial de acordo com o índice correspondente.

Ganhos e perdas cambiais e monetários são reconhecidos no resultado em bases correntes, exceto aqueles relacionados a construções em curso, capitalizados nas respectivas contas do ativo imobilizado. b(xiii) Lucro líquido por ação

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Esses montantes são calculados com base no número de ações em circulação na data do balanço patrimonial. b(xiv) Uso de estimativas

A preparação de demonstrações contábeis de acordo com os PCGA no Brasil requer que a administração da Companhia faça estimativas e projeções que afetam os valores divulgados de ativos e passivos, a divulgação de ativos e passivos contingentes na data do balanço patrimonial e os valores divulgados de receitas e despesas de cada período. Os resultados efetivos podem divergir dessas estimativas. As principais estimativas relacionadas às demonstrações contábeis referem-se ao registro de efeitos decorrentes da provisão para créditos de liquidação duvidosa, vida útil do ativo imobilizado, deterioração de ativos de longa vida, provisão para contingências, imposto de renda, projeções de plano previdenciário e transações envolvendo a compra e venda de energia no mercado spot , que são reconhecidas com base em estimativas e cujas informações de faturamento e liquidação final estão sujeitas a revisão pelos participantes da CCEE. b(xv) Instrumentos financeiros derivativos

As perdas líquidas não-realizadas relacionadas a operações de swap de taxas de juros entre moedas, calculadas com base nas taxas contratuais, são reconhecidas pelo regime de competência, sendo registradas no passivo circulante, na conta de perdas não realizadas com contratos de swap de taxas de juros entre moedas, em contrapartida a despesas financeiras.

A Companhia não possuía nenhum instrumento derivativo em 31 de dezembro de 2007 e 2006. b(xvi) Setor regulamentado

Foram registrados ativos regulamentares para futura recuperação por meio de aumentos das tarifas, à medida que tal recuperação seja considerada razoavelmente garantida.

5 Disponibilidades

31 de dezembro

Taxas de juros 2007 2006

Caixa e bancos 194.208 67.299 Ativos de liquidação imediata Média de 100% da CDI (*) 1.346.663 1.436.705

1.540.871 1.504.004

A taxa anual do CDI foi de 11,77% em 31 de dezembro de 2007 (14,97%) em 31 de dezembro de 2006).

(*) CDI - Certificado de Depósito Interbancário, uma taxa de juros interbancária variável. F - 21

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6 Contas a Receber, Líquidas

31 de dezembro

2007 2006

Consumidores Residencial 157.698 154.840 Industrial 170.828 150.038 Comercial 93.099 88.466 Rural 18.271 17.232 Poder público 27.161 50.658 Iluminação pública 12.174 13.031 Serviços públicos 12.568 11.976 Não-faturados 143.921 156.649 Parcelamento de energia - circulante 96.772 69.509 Parcelamento de energia – longo prazo 118.032 79.456 Tarifa social baixa renda (a) 99.417 30.434 Outros ativos circulantes 60.433 113.663 Outros ativos não circulantes 1.834 1.592

1.012.208 937.544 Distribuidores Suprimento de curto prazo 126 138 Vendas a distribuidores - CCEE (Nota 21(b)) 7.158 29.521 Reembolso de geradores – curto prazo (b) 1.492 10.854 Reembolso de geradores – longo prazo (b) 12.004 27.109 Contratos iniciais 6.522 4.591 Leilões de energia 86.914 76.765 Contratos bilaterais 49.186 52.146

163.402 201.124

Sistema de transmissão 53.20 9 34.756 Telecomunicações e outros serviços 8.750 13.399 Telecomunicações e outros serviços – longo prazo 7.251 Serviços em curso 51.343 20.038 Provisão para créditos de liquidação duvidosa (b) (71.592) (111.726 ) Provisão para créditos de liquidação duvidosa – longo prazo (c) (11.469)

Contas a receber, líquidas 1.213.102 1.095.135

Ativo circulante - contas a receber, líquidas 1.078.195 986.978 Realizável a longo prazo – contas a receber 134.907 108.157

(a) Tarifa para consumidores de baixa renda

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O governo federal, por meio da Lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu isenção do encargo de custos de capacidade de geração para consumidores residenciais de baixa renda. Esse benefício tarifário teve impacto significativo sobre as receitas operacionais da Companhia.

Em setembro de 2002, a Companhia começou a aplicar a tarifa de baixa renda a faturas de energia com base nos novos critérios de qualificação como consumidor de baixa renda.

Em 17 de dezembro de 2002, a Lei nº. 10.604 modificou o meio de compensação das concessionárias, autorizando a concessão de subsídio econômico, de modo a contribuir para o preço baixo da tarifa de baixa renda. Esse subsídio é financiado pelos dividendos excedentes devidos pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás ao governo federal, em relação à venda de energia por empresas de geração pertencentes ao governo federal em leilões, e por recursos da Reserva Global de Reversão (RGR).

A ANEEL, por meio de diferentes resoluções, estabeleceu nova metodologia para o cálculo do subsídio econômico ao qual as concessionárias fazem jus, para compensar os efeitos da política tarifária aplicável a consumidores de baixa renda. Em dezembro de 2007, a tarifa de baixa renda era aplicada a 710.898 consumidores, que respondem por 26,2% do total de 2.713.452 consumidores residenciais atendidos pela COPEL.

Devido a discrepâncias entre os montantes contabilizados pela COPEL e aqueles levantados por inspeção da ANEEL, a COPEL recalculou tais montantes, resultando em saldo de aproximadamente R$ 89.000. Desse total, aproximadamente R$ 35.000 já foram aprovados pela ANEEL, e os R$ 54.000 restantes devem ser aprovados até abril de 2008.

A Companhia, em razão do novo cálculo acima, contabilizou provisão de R$ 10.412 em relação às contas a receber relativas a consumidores de baixa renda, no montante de R$ 99.417.

(b) Direito de reembolso de geradores - energia livre

O direito de reembolso de geradores refere-se aos valores de energia livre vendida no âmbito do MAE durante o período de racionamento emergencial, de 1.º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, e que não estavam cobertos por contratos iniciais ou semelhantes e por contratos bilaterais. A homologação dos montantes de energia a ser vendida foi formalizada pela Resolução ANEEL nº. 483, de 29 de agosto de 2002.

Para compensar parte das perdas sofridas pelas concessionárias devido ao racionamento, a ANEEL criou o Reajuste Tarifário Extraordinário (RTE), por meio da Resolução nº. 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada posteriormente pela Resolução nº. 89, de 25 de fevereiro de 2003. Essa resolução estabelece procedimentos para a recuperação e a transferências às concessionárias de geração, a partir de fevereiro de 2003, dos montantes de energia livre, calculados como porcentagem das receitas do RTE.

A ANEEL, por meio do Ofício nº. 2.396/2006-SFF/ANEEL, de 28 de dezembro de 2006, determinou que as concessionárias de geração estabelecessem provisão para perdas potenciais, com base em estudos internos. Em 2006, o saldo da provisão para contas de liquidação duvidosa F - 23

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

foi aumentado em R$ 11.469, referentes aos montantes com baixa chance de recuperação das concessionárias de distribuição.

Conforme a Circular ANEEL/SFF nº. 2.218/2005, os saldos do direito de reembolso de geradores são os seguintes: 31 de dezembro

2007 2006 Concessionárias de distribuição Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig 4.981 6.571 Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo 4.595 LIGHT – Serviços de Eletricidade S.A. 3.244 4.735 Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte 4.639 Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL 3.223 Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba 1.151 1.885 Empresa Bandeirante de Energia S.A. – EBE 1.616 Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – Cerj 1.014 1.669 Companhia Energética de Pernambuco – Celpe 677 1.281 Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa 1.292 Companhia Energética do Ceará – Coelce 865 1.203 Companhia Piratininga de Força e Luz 1.033 Elektro Eletricidade e Serviços – Elektro 344 Companhia Energética de Brasília – CEB 695 Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosem 607 731 Centrias Elétricas do Pará S.A. – Celpa 415 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf 94 Outras 957 1.942

13.496 37.963

Circulante 1.492 10.854 Longo prazo 12.004 27.109

A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com o Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e com o plano de contas da Agência Nacional de Petróleo (ANP) para créditos de fornecimento de gás, com base em detalhada análise das contas a receber vencidas, e em montante considerado pela administração da Companhia suficiente para cobrir prováveis perdas na realização dos créditos a receber.

F - 24

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro

2006 Adições (*) Baixas 2007

Residencial 15.083 12.660 (11.475) 16.268 Industrial 39.720 8.945 (6.724) 41.941 Comercial 6.600 7.658 (5.804) 8.454 Poder público 37.722 (35.997) 1.725 Outros 12.601 2.619 (547) 14. 673

111.726 (4.115) (24.550) 83.061

31 de dezembro

2005 Adições (*) Baixas 2006

Residencial 15.254 13.946 (14.117) 15.083 Industrial 11.905 30.598 (2.783) 39.720 Comercial 28.284 (17.151) (4.533) 6.600 Poder público 22.214 19.355 (3.847) 37.722 Outros 1.416 11.713 (528) 12.601

79.073 58.461 (25.808) 111.726

31 de dezembro

2004 Adições (*) Baixas 2005

Residencial 32.061 52 (16.859) 15.254 Industrial 10.526 6.650 (5.271) 11.905 Comercial 26.298 8.483 (6.497) 28.284 Poder público 15.581 6.633 22.214 Outros 861 1.107 (552) 1.416

85.327 22.925 (29.179) 79.073

(*) Líquidas de reversões e recuperações.

F - 25

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

7 Dividendos a receber

31 de dezembro

2007 2006

Dominó Holdings S.A. 2.159 1.975 Foz do Chopim Energética Ltda. 608 Eletrosul 44

2.767 2.019

8 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

O governo do Estado do Paraná tem efetuado o pagamento das parcelas renegociadas conforme o quarto termo aditivo do Acordo da CRC. As amortizações são garantidas pelos dividendos devidos pela Companhia ao governo do Estado do Paraná.

O vencimento da CRC é o seguinte:

Em 31 de dezembro de 2007

2008 40.509 2009 43.203 2010 46.077 2011 49.141 2012 52.409 Após 2012 1.019.023

Total 1.250.362

Circulante 40.509 Longo prazo 1.209.853

9 Ativo e passivo regulamentar diferido a) CVA

31 de dezembro

2007 2006 2007 2006

Ativos Ativo circulante Realizável a longo prazo

CVA recuperável - reajuste tarifário 2006 F - 26

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro

2007 2006 2007 2006

Ativos Ativo circulante Realizável a longo prazo

Eletricidade adquirida para revenda (Itaipu) 18.162 Transmissão da energia adquirida de Itaipu 2.195 Uso de instalações de transmissão – Rede Básica 10.699 Encargos regulamentares (CDE) 11.549 Encargos de serviços de sistema - ESS 3.741 Encargos regulamentares (CCC) 17.481 Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de 5.886 Energia - Proinfa Eletricidade adquirida para revenda (Energia CVA) 8.061

77.774

CVA recuperável - reajuste tarifário 2007 Eletricidade adquirida para revenda (Itaipu) 22.289 5.133 5.133 Encargos regulamentares (CDE) 6.125 2.199 2.199 Encargos de serviços de sistema - ESS 7.082 3.350 3.350 Encargos regulamentares (CCC) 1.869 Transmissão da energia adquirida de Itaipu 211 Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa 4.560 1.592 1.591

42.136 12.274 12.273

CVA recuperável - reajuste tarifário 2008 Encargos regulamentares (CCC) 5.659 5.659 Uso de instalações de transmissão – Rede Básica 4.074 4.074 Eletricidade adquirida para revenda (Itaipu) 12.309 12.309 Encargos regulamentares (CDE) 1.922 1.922 Encargos de serviços de sistema - ESS 372 372 Eletricidade adquirida para revenda (Itaipu) 37 37 Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa 1.105 1.105

25.478 25.478

Total 67.614 90.048 25.478 12.273

31 de dezembro

2007 2006 2007 2006

Passivo Passivo circulante Exigível a longo prazo

CVA recuperável - reajuste tarifário 2006 Eletricidade adquirida para revenda (Energia CVA) 58.445

58.445

CVA recuperável - reajuste tarifário 2007 Eletricidade adquirida para revenda (Energia CVA) 54.155 37.877 37.877 Uso de instalações de transmissão – Rede Básica 31.803 4.577 4.577 F - 27

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro

2007 2006 2007 2006

Passivo Passivo circulante Exigível a longo prazo

Encargos regulamentares (CCC) 34.14 6 9.197 9.197 Transmissão da energia adquirida de Itaipu 1.002 402 402

121.106 52.053 52.053

CVA recuperável - reajuste tarifário 2008 Eletricidade adquirida para revenda (Energia CVA) 16.511 16.511 Uso de instalações de transmissão – Rede Básica 1.186 1.186 Encargos de serviços de sistema - ESS 3.722 3.722 Encargos regulamentares (CCC) 855 855 Transmissão da energia adquirida de Itaipu 56 56

22 .330 22.330

Total 143.436 110.498 22.330 52.053

As mudanças nos saldos regulamentares diferidos, indexados pela taxa SELIC, são apresentadas abaixo:

Correção Transfe- 2006 Adições Amortização monetária rências 2007

Ativos Eletricidade adquirida para revenda (Itaipu) 28.428 55.854 (42.541) 5.166 46.907 Transmissão da energia adquirida de Itaipu 2.195 497 (2.557) 150 285 Uso de instalações de transmissão – Rede ) Básica 10.699 8.096 (11.009 362 8.148 Encargos regulamentares (CDE) 15.947 11.150 (18.607) 1.479 9.969 Encargos de serviços de sistema - ESS 10.441 7.611 (11.309) 1.083 7.826 Encargos regulamentares (CCC) 17.481 15.166 (20.678) 1.218 13.187 Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa 9.069 7.860 (11.143 ) 984 6.770 Encargos regulamentares (CCC) 8.061 (8.061)

102.321 106.234 (125.905) 10.442 93.092

Circulante 90.048 62.950 (125.905) 8.653 31.868 67.614 Longo prazo 12.273 43.284 1.789 (31.868) 25.478

Passivo Eletricidade adquirida para revenda 134.199 61.325 (118.608) 10.261 87.177 Encargos de serviços de sistema - ESS 7.193 251 7.444 Encargos regulamentares (CCC) 18.394 49.310 (36.119) 4.271 35.856 Uso de instalações de transmissão – Rede ) Básica 9.154 50.413 (32.580 7.188 34.175 Transmissão da energia adquirida de Itaipu 804 1.251 (1.059) 118 1.114

162.551 169.492 (188.366) 22.089 165.766

Circulante 110.498 119.422 (188.366) 19.868 82.014 143.436 Longo prazo 52.053 50.070 2.221 (82.014) 22.330

F - 28

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Os ativos regulamentares diferidos serão recuperados até junho de 2009. A realização dos ativos regulamentares diferidos é detalhada abaixo:

Montante a ser recuperado 2008 67.614 2009 25.478

93.092 b) Ativos Regulamentares – PIS e COFINS

As Leis Federais nº. 10.637 e nº. 10.833 aumentaram as alíquotas e alteraram as bases de cálculo do PIS e da COFINS. Assim, houve crescimento nas despesas com PIS a partir de dezembro de 2002 e nas despesas com a COFINS a partir de fevereiro de 2004.

A ANEEL, por meio do Ofício Circular nº. 302/2005 e de resoluções posteriores, reconheceu o direito da Companhia em ser ressarcida dos custos adicionais com PIS e COFINS, exigindo o reconhecimento de ativo ou passivo regulamentar, conforme tenham sofrido aumento ou redução de custos, respectivamente. Com base nas normas da ANEEL, a Companhia contabilizou ativo de R$ 82.094, reduzindo, em contrapartida, as despesas com PIS e COFINS. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo havia sido totalmente realizado.

Conforme autorização da ANEEL, a partir de junho de 2005 a COPEL começou a incluir o PIS/PASEP e a COFINS nos montantes cobrados dos consumidores.

c) Parcela de ajuste da revisão tarifária das concessionárias de transmissão

Os contratos de concessão assinados pelas concessionárias de transmissão possuem cláusula que estabelece a data de 1º. de julho de 2005 como a data da primeira revisão periódica das receitas anuais permitidas. A revisão tarifária foi concluída, e seus resultados foram aprovados em 1º. de julho de 2007, aplicáveis retroativamente a 1º. de julho de 2005. Assim, tornou-se necessário calcular a diferença retroativa do período de 2005 a 2007, que foi tratada como “parcela de ajuste da revisão tarifária”. Esse saldo, que foi acumulado pelas concessionárias de transmissão, está sendo compensado ao longo de 24 meses, a contar de julho de 2007.

Em 31 de dezembro de 2007, a COPEL Geração e Transmissão possuía saldo a ser compensado no valor de R$ 36.391.

A ANEEL calculou a diferença correspondente à “parcela de ajuste da revisão de pontos de conexão” para todas as concessionárias de distribuição, resultando no saldo de R$ 22.915 a ser pago pela COPEL Distribuição à COPEL Transmissão. Quanto à “parcela de ajuste da revisão da Rede Básica”, a aplicação do percentual de participação da COPEL Distribuição sobre o total da parcela de ajuste resultou no montante de R$ 29.020 a ser recebido das demais concessionárias de transmissão que passaram pelo processo de revisão tarifária. F - 29

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Esses valores, que devem ser liquidados financeiramente com as concessionárias de transmissão, serão considerados no próximo reajuste tarifário da COPEL Distribuição. A COPEL espera que os montantes classificados no longo prazo na data do balanço patrimonial sejam recuperados em até dois anos a contar daquela data. Os saldos consolidados em 31 de dezembro de 2007 são compostos da seguinte forma:

Ativo Passivo Circu- Longo Total Circu- Longo Total lante prazo lante prazo COPEL Distribuição S.A.

Ajuste de revisão da conexão 465 154 619 Ajuste de revisão da Rede Básica 16.721 5.575 22.296 21.765 7.255 29.020

17.186 5.729 22.915 21.765 7.255 29.020 COPEL Geração e Transmissão S.A. Ajuste de revisão da Rede Básica 24.711 11.680 36.391

17.186 5.729 22.915 46.476 18.935 65.411

10 Impostos a recuperar

31 de dezembro

2007 2006

Imposto de renda e contribuição social a recuperar 21.344 121.261 ICMS a recuperar 77.686 51.448 Outros 1.549 1.104

100.579 173.813

Impostos a recuperar – ativo circulante 38.744 128.939 Impostos a recuperar – realizável a longo prazo 61.835 44.874

Os montantes contabilizados como imposto de renda e contribuição social a recuperar dizem respeito principalmente a valores retidos na fonte e pagos antecipadamente com base em estimativas durante o período.

11 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos

Os impostos sobre a renda no Brasil incluem o imposto de renda e a contribuição social. A alíquota legal brasileira é 34,0%, composta pelo imposto de renda (25,0%) e pela contribuição social (9,0%).

Os principais componentes das contas de impostos diferidos são os seguintes:

31 de dezembro 2007 2006

Ativo circulante Transporte de perdas operacionais líquidas 7.778 8.269 Diferenças temporárias 109.077 97.876

116.855 106.145

Realizável a longo prazo F - 30

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro 2007 2006

Diferenças temporárias Plano previdenciário e assistencial – Instrução CVM 371 138.990 153.682 Provisões para contingências e outros 241.278 166.203 Transporte de perdas operacionais líquidas 20.324 17.769

400.592 337.654

Ativo de imposto de renda diferido total 517.447 443.799

Passivo circulante Diferimento da CVA (19.654) (27.281) Outros (5.010) (6.390)

(24.664) (33.671)

Exigível a longo prazo Diferimento da CVA (7.543) (3.053) Outros (11.774) (9.462)

(19.317) (12.515)

Passivo de imposto de renda diferido total (43.981) (46.186)

Total líquido de imposto de renda diferido 473.466 397.613

De acordo com a Instrução CVM n o. 371, de 27 de junho de 2002, o Conselho de Administração e o Conselho Fiscal da Companhia aprovaram o estudo técnico preparado pela Diretoria Financeira de Relações com Investidores sobre projeções de rentabilidade futura, que indicam a realização dos impostos diferidos. De acordo com as estimativas de renda tributável futura, a realização dos impostos diferidos é detalhada abaixo:

Montante Montante Montante realizável realizado realizável estimado efetivo estimado 2007 27.078 69.382 2008 92.191 2009 55.219 2010 33.749 2011 14.363 2012 14.772 Após 2012 263.172

27.078 69.382 473.466

Pela legislação tributária em vigor, transportes de saldos de prejuízo fiscal são compensáveis até o limite de 30% do lucro tributável anual, não estando sujeitos a prazo prescricional.

F - 31

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Reconciliação do imposto de renda e da contribuição social

A reconciliação do imposto de renda e da contribuição social, calculados com base nas alíquotas atuais, com os montantes registrados nas demonstrações do resultado, é a seguinte:

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Lucro antes dos impostos sobre a renda e da participação de acionistas não controladores 1.598.015 1.814.246 717.001 Alíquota legal dos impostos sobre a renda - % 34 34 34 Despesa de impostos sobre a renda calculada com base na alíquota legal (543.325 ) (616.844) (243.780) Efeitos do imposto de renda sobre Benefício fiscal de juros sobre capital próprio 68.000 41.820 41.818 Participação nos resultados de coligadas (595 ) (10.075) 4.590 Despesas previdenciárias não-dedutíveis (2.066) (4.274) Mudanças nas práticas contábeis brasileiras 9.937 Provisão para desvalorização de impostos a recuperar - COFINS 6.922 Dividendos 3.088 1.140 121 Incentivos fiscais 7.932 7.407 2.259

Outros 4.585 4.081 1.066

Despesa com impostos conforme a demonstração de resultado (460.315 ) (557.678) (198.200)

Imposto de renda circulante (536.168 ) (499.727) (248.228) Imposto de renda diferido 75.853 (57.951) 50.028

12 Investimentos

31 de dezembro

2007 2006

Lucro Participação Patrimônio (prejuízo) nos Saldos de Saldos de líquido da líquido da Participação - resultados da investimento investimento coligada coligada % coligada totais totais

Investimentos contabilizados pelo método de equivalência patrimonial Sercomtel S.A. - Telecomunicações 182.562 8.773 45,00 (1.310 ) 82.153 83.463 Sercomtel Celular S.A. 19.464 (2.879 ) 45,00 (3.610 ) 8.759 12.369 Dominó Holdings S.A. (a) 601.035 55.221 15,00 (1.367 ) 90.155 91.522 Juros sobre capital recebidos 2.175 Escoelectric Ltda. (3.374 ) 214 40,00 (3.304 ) (1.390 ) Adiantamento para futuro aumento de capital 1.025 2.500 F - 32

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro

2007 2006

Lucro Participação Patrimônio (prejuízo) nos Saldos de Saldos de líquido da líquido da Participação - resultados da investimento investimento coligada coligada % coligada totais totais

COPEL Amec S/C Ltda. 293 44 48,00 23 140 468 Dona Francisca Energética S.A. 25.754 16.970 23,03 3.908 5.931 2.023 Carbocampel S.A. (115 ) (589 ) 49,00 (288 ) (56 ) 232 Adiantamento para futuro aumento de capital 1.059 198 Braspower International Engineering S/C Ltda. (407 ) 1 49,00 Adiantamento para futuro aumento de capital 176 176 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. 407 30,00 122 1.050 Foz do Chopim Energética Ltda. (b) 45.718 23.602 35,77 707 16.353 16.362 Dividendos recebidos 8.370 Ágio sobre investimentos, líquido de amortização Sercomtel S.A. - Telecomunicações (c) 1.568 5.796 Amortização do exercício (4.228 ) Sercomtel Celular S.A. (c) 223 803 Amortização do exercício (580 ) Ágio na aquisição da Centrais Elétricas do Jordão S.A. - ELEJOR – Amortização do (754 ) exercício Ágio na aquisição da COPEL Empreendimentos Ltda Amortização do exercício (2.346 )

(2.482 ) 206.096 216.962

Incentivos fiscais (d) FINAM 52.783 40.370 FINOR 9.870 9.870 Reserva para perda de incentivos fiscais (26.801 ) (47.900) Ativos para uso futuro 4.588 6.825 Consórcio Energético Cruzeiro do Sul (e) 6.450 Outros 4.083 3.823 3.826

4.083 50.713 12.991

1.601 256.809 229.953

(a) Dominó Holding S.A.

A Dominó Holding S.A. é uma empresa que detém 34,75% do capital da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR, uma sociedade de economia mista cujo objeto social é a exploração de serviços de saneamento básico, principalmente a distribuição de água e a coleta e o tratamento de esgoto.

(b) Foz do Chopim Energética Ltda.

A Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim está localizada no rio Chopim, no Estado do Paraná, e foi construída sobre a estrutura já existente da Usina Júlio de Mesquita, que não se encontra mais em atividade. A COPEL Participações possui 35,77% do capital acionário emitido e em circulação da Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim, e a DM Planejamento, Administração e Participações Ltda. detém os F - 33

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

64,23% restantes. A usina possui capacidade instalada de 29,07 MW. O investimento necessário para construir a usina foi de R$ 51,4 milhões, dos quais R$ 28,5 milhões foram financiados pela COPEL Participações. A primeira unidade geradora entrou em operação em 25 de outubro de 2001, e a segunda em 8 de dezembro de 2001.

Em 15 de maio de 1998, a COPEL adquiriu 45% das ações da Sercomtel S.A. - Telecomunicações e 45% das ações da Sercomtel Celular S.A., ambas empresas públicas de telecomunicações nos municípios de Londrina e Tamarana, no Estado do Paraná. O montante total pago pelas duas companhias foi de R$ 186.000, resultando em ágio total de R$ 48.103. O ágio pago nos investimentos da Sercomtel S.A. Telecomunicações e da Sercomtel Celular S.A. baseou-se na expectativa de rentabilidade futura a ser gerada por esses investimentos e na amortização em dez anos, à taxa anual de 10%, que resultou da avaliação do retorno dos investimentos com base no fluxo de caixa descontado, no valor anual de R$ 4.808.

(d) Incentivos fiscais

Os incentivos fiscais são investimentos aprovados pelo governo federal em regiões em desenvolvimento do Brasil ou em projetos específicos, disponíveis para as concessionárias sem custo adicional, no pagamento de impostos.

(e) Consórcio Energético Cruzeiro do Sul (informação operacional e técnica não auditada)

Em 28 de novembro de 2006, no Leilão de Energia de Novos Projetos, o Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, um produtor independente de energia pertencente à COPEL Geração e Transmissão (com participação de 51%) e à Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (49%), ganhou o direito à concessão, por 35 anos, da Usina Hidrelétrica de Mauá.

Esse projeto está incluído no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do governo federal e será composto por uma usina principal com 350 MW e uma pequena central hidrelétrica adicional de 11 MW, totalizando 361 MW de capacidade instalada, o que é suficiente para suprir energia a aproximadamente 892.400 pessoas. A usina aproveitará o potencial hidrelétrico da parte intermediária do Rio Tibagi, entre as cidades de Telêmaco Borba e Ortigueira, na região centro-leste do Paraná.

O prazo para operação comercial da primeira unidade geradora da usina é 1º. de janeiro de 2011. Os investimentos totais estimados eram de R$ 991.283 em outubro de 2006, dos quais 51% (R$ 505.554) serão investidos pela COPEL Geração e Transmissão, e os 49% restantes (R$ 485.729) serão investidos pela Eletrosul Centrais Elétricas S.A.

A energia da Usina de Mauá foi comercializada em leilão da ANEEL à tarifa de R$ 112,96/MWh, atualizados com base no IPCA a partir de 1º. de novembro de 2006. A Companhia negociou 192 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2011. A energia assegurada do projeto, prevista em seu contrato de concessão, é de 197,7 MW médios, após a completa motorização, e a tarifa máxima de referência estabelecida no edital do leilão era R$ 116,00/MWh. F - 34

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Os trabalhos foram iniciados em maio de 2007 com a emissão da ordem de serviço do projeto básico e o início do projeto executivo da usina e do sistema de transmissão associado, a elaboração de especificações técnicas, memórias de cálculo, desenhos e outros documentos relativos às diversas estruturas da usina, a complementação das investigações geológicas e os serviços de topografia. O projeto foi concluído e submetido à apreciação da ANEEL. O Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA) do projeto foram apresentados em audiência pública e aprovados pelo órgão licenciador, com emissão da Licença Prévia nº. 9.589 pelo Instituto Ambiental do Paraná (IAP), órgão vinculado à Secretaria de Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Estado, condicionada ao atendimento de cerca de 70 requisitos ambientais quanto aos aspectos físico, biológico e socioeconômico para a liberação da Licença de Instalação.

Em novembro de 2007, o Conselho Monetário Nacional (CMN) autorizou exceção à Resolução nº. 2827/01 do Banco Central do Brasil, que trata do contingenciamento de crédito ao setor público, com vistas à concessão de financiamento para a COPEL, pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), no montante de R$ 340.000, para a parcela de gastos com a construção da Usina Hidrelétrica de Mauá que cabe à Companhia.

Os gastos realizados com esse projeto são contabilizados na conta de investimento, na proporção da participação da COPEL no consórcio, conforme o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

(f) Centrais Eólicas do Paraná

A Companhia, por meio de sua subsidiária COPEL Participações, detinha 30% do capital social da Centrais Eólicas do Paraná (CEOPAR). Em 6 de setembro de 2007, a COPEL adquiriu a participação restante de 70%, pertencente à Wobben Windpower Indústria e Comércio Ltda., tornando-se detentora de 100% do capital social da CEOPAR. Essa operação resultou em deságio de R$592, que na consolidação dos balanços foram reclassificados para deságio.

13 Ativo imobilizado

31 de dezembro

2007 2006

Depreciação Depreciação Custo acumulada Líquido Custo acumulada Líquido Em serviço Geração e Transmissão 5.171.655 (1.937.690) 3.233.965 5.084. 453 (1.839.827) 3.244.626 Distribuição 4.462.250 (2.116.451) 2.345.799 4.101.492 (1.926.830) 2.174.662 Telecomunicações 326.892 (179.894) 146.998 304.534 (154.505 ) 150.029 Controladora 341 (237) 104 342 (222 ) 120 ELEJOR 605.458 (30.333) 575.125 604.961 (14.023 ) 590.938 Compagas 144.355 (33.636) 110.719 139.853 (26.820 ) 113.033 UEG Araucária 634.233 (76.315) 557.918 633.335 (44.856 ) 588.479 F - 35

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31 de dezembro

2007 2006

Depreciação Depreciação Custo acumulada Líquido Custo acumulada Líquido Centrais Eólicas 4.129 (2.215) 1.914

11.349.313 (4.376.771) 6.972.542 10.868.970 (4.007.083 ) 6.861.887

Construção em curso 717.029 717.029 658.411 658.411

12. 066.342 (4.376.771) 7.689.571 11.527.381 (4.007.083 ) 7.520.298

Obrigações especiais Geração e Transmissão (4.925) (4.925) (3.787 ) (3.787) Distribuição (852.267) (852.267) (804.825 ) (804.825)

(857.192) (857.192 ) (808.612 ) (808.612)

Ativo imobilizado, líquido 11.209.150 (4.376.771 ) 6.832.379 10.718.769 (4.007.083 ) 6.711.686

As principais taxas anuais de depreciação são as seguintes:

Taxa

Geração Equipamentos 10,0 Geradores 3,3 Reservatórios, barragens e adutoras 2,0 Turbinas hidráulicas 2,5 Turbinas a vapor e a gás 5,0 Tratamento de água e resfriamento 5,0 Condicionador de gás 5,0 Transmissão Condutor e estrutura do sistema (tensão abaixo de 69 kV) 5,0 Condutor e estrutura do sistema (tensão acima de 69 kV) e transformador de força 2,5 Equipamentos 10,0 Religadores 4,3 Distribuição Condutor e estrutura do sistema (tensão abaixo de 69 kV) e transformador de distribuição 5,0 Condutor e estrutura do sistema (tensão acima de 69 kV) 2,5 Capacitores e chaves de distribuição (tensão abaixo de 69 kV) 6,7 Capacitores e chaves de distribuição (tensão acima de 69 kV) 5,0 Equipamentos gerais 10,0 Telecomunicações Equipamentos de transmissão e de energia 10,0 F - 36

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Cabos aéreos e subterrâneos, fios e central privada de comutação 10,0 Controladora Equipamentos 10,0 Mobiliário 10,0 Edifícios 4,0 Veículos 20,0 Gás Gasodutos 3,3 Equipamentos de operação de gasodutos 10,0

A Resolução Regulatória ANEEL 240, de 5 de dezembro de 2006, exige que as concessionárias de energia calculem e contabilizem novas cotas periódicas de depreciação a partir de 1º. de Janeiro de 2007. A adoção das novas cotas não teve efeitos relevantes ao final de 31 de dezembro de 2007 mas terá efeitos relevantes em períodos futuros, o que deverá exigir divulgações adicionais.

(a) Desapropriação

Certas propriedades necessárias à implementação dos projetos da Companhia, especificamente aquelas necessárias à construção de represas e linhas de transmissão, foram desapropriadas de acordo com a legislação específica e estão sujeitas à compensação, a negociações e à liquidação com os proprietários anteriores. Devido à dificuldade de obtenção de estimativas de custo precisas e ao tempo necessário para as decisões dos tribunais quando as negociações não são bem-sucedidas, o custo de cada ativo é determinado somente no término do processo de desapropriação, sendo então capitalizado como parte do imobilizado.

(b) Ativos relacionados a concessões

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº. 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e as instalações utilizados na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são vinculados a esses serviços e não podem ser retirados, alienados ou cedidos em garantia hipotecária sem a prévia autorização por escrito da ANEEL. A Resolução ANEEL nº. 20/99 determinou que os recursos da alienação de ativos não mais úteis às concessões sejam depositados em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam recursos do governo federal e dos consumidores, bem como certas doações incondicionais e subvenções destinadas a investimentos na atividade de distribuição. As obrigações especiais são estabelecidas pelo órgão regulador para concessões de transmissão e distribuição e, ao término da concessão, o montante das obrigações especiais será liquidado contra o valor contábil líquido dos ativos relacionados.

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

De acordo com a Resolução ANEEL 234, de 31 de outubro de 2006, que estabelece os princípios para a realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica, em junho de 2008, da COPEL Distribuição, as obrigações especiais serão amortizadas, com base nessa revisão, usando as taxas de depreciação aplicadas para a depreciação do ativo imobilizado. Ver Nota 35 a(ii).2.

(d) Planos de Universalização da Energia Elétrica

Sob a Resolução 223, de 29 de abril de 2003, posteriormente alterada pela Resolução 52, de 25 de março de 2004, e a Resolução 175, de 28 de novembro de 2005, a ANEEL estabeleceu as condições gerais para o desenvolvimento de Planos de Universalização da Energia Elétrica para o fornecimento a novos consumidores ou para o aumento da capacidade de fornecimento a consumidores existentes. Essa Resolução regula os dispositivos dos artigos 14 e 15 da Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, e estabelece os deveres dos detentores de concessões e permissões para distribuição de energia elétrica. Esses artigos foram posteriormente alterados pela Lei 10.762, de 11 de novembro de 2003, e pela Lei 10.848, de 15 de março de 2004. As mudanças incluem uma reorganização da prioridade de atendimento aos municípios, dando ênfase aos municípios com menor índice de eletrificação, e a limitação desses atendimentos apenas a novos consumidores, ligados em baixa tensão (inferior a 2,3 kV), com carga instalada de até 50 KW.

O Programa “Luz para Todos”, instituído pelo Governo Federal sob o Decreto 4.783, de 11 de novembro de 2003, visa completar 100% de eletrificação no País até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.

O programa é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e conduzido com a participação da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás. No Paraná, o Ministério é representado pela Eletrosul, e os participantes são o Governo do Estado e a COPEL.

Além disso, o programa se integra a diversos programas sociais e de desenvolvimento rural implementados pelo Governo Federal e pelos Estados, para assegurar que os esforços de eletrificação do campo resultem em incremento da produção agrícola, em aumento de renda e em inclusão social, propiciando melhor padrão de vida para as comunidades rurais.

A meta preliminar daCOPEL era efetuar 36.000 ligações (não auditadas) de consumidores rurais até o fim do programa, previsto para 2006. Embora tivesse seu início previsto para janeiro, o Programa só entrou em funcionamento em junho de 2004, devido a um atraso de seis meses na assinatura do contrato. O Ministério das Minas e Energia levou em conta, para fins de cumprimento da meta, as 6.000 ligações (não auditadas) que a COPEL realizou de janeiro a junho de 2004.

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Para implementar as 30.000 ligações (não auditadas) restantes, os investimentos estimados para o programa foram repartidos conforme apresentado abaixo:

Fonte Parcela - % 2007

Governo Federal – subvenção CDE 30,00 44.820 Governo do Estado do Paraná 10,00 14.940 Financiamento RGR 40,00 59.760 Agente executor - COPEL 20,00 29.880

100,00 149.400

Outras 7.150 ligações (não auditadas) foram atendidas gratuitamente pela universalização, totalizando 37.150 novos domicílios rurais (não auditados), sem qualquer ônus para os consumidores.

Devido ao surgimento de novos domicílios sem energia elétrica, a COPEL está firmando novo contrato com a Eletrobrás visando o atendimento a mais 30.000 ligações (não auditadas), número que poderá variar em decorrência da ampla divulgação do encerramento do prazo para adesão ao programa, em 31 de março de 2008.

14 Ativo intangível

31 de dezembro 2007 2006 Direitos de Servidões uso de Amortização de software acumulada passagem Outros Líquido Líquido

Em serviço COPEL Geração e Transmissão 8.751 (8.064) 9.027 27 9.741 9.000 COPEL Distribuição 29.958 (23.425) 17.606 113 24.252 20.895 COPEL

Telecomunicações 4.094 (2.396) 1.698 1.748 COPEL Participações 1 1 1 Compagas 636 (389) 20 267 260 ELEJOR 101 101 101 UEG Araucária 70 (63) 7 9

43.509 (34.337) 26.734 161 36.067 32.014

Construção em curso COPEL Geração e Transmissão 425 449 874 869 F - 39

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

COPEL Distribuição 705 1.997 2.702 7.873 ELEJOR 27 27 27

Outros Ágio - ELEJOR (a) 21.306 21.306 22.060 Ágio – COPEL

Empreendimentos (b) 51.609 51.609 53.955

1.130 2.473 72.915 76.518 84.784

44.639 (34.337) 29.207 73.076 112.585 116.798

Ativos intangíveis, exceto saldos de ágio, dizem respeito basicamente a direitos de uso de software e servidões de passagem, que são amortizados à taxa anual de 20%.

Os montantes totalmente amortizados de ativo intangível em 31 de dezembro de 2007 e 2006 eram de R$ 23.674 e R$ 22.519, respectivamente.

(a) Ágio - ELEJOR

Em 18 de dezembro de 2003, a Companhia firmou contrato com a Triunfo Participações e Investimentos S.A. para adquirir 30% das ações ordinárias da ELEJOR. Essa transação foi aprovada pela ANEEL em 27 de julho de 2004 e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE). Com isso, a Companhia passou a deter 70% do controle acionário da ELEJOR em 31 de dezembro de 2007 e 35% do total das ações da ELEJOR.

A aquisição das ações de propriedade da Triunfo Participações e Investimentos S.A., em dezembro de 2003, resultou em ágio total de R$ 22.626. A amortização do ágio foi determinada economicamente pelo prazo restante da concessão, de 30 anos, que vence em outubro de 2036 e é contabilizada pelo método linear. O total de amortização contabilizado como despesa em 2007 foi de R$ 754 (R$ 565 em 2006).

(b) Ágio - COPEL Empreendimentos Ltda.

A aquisição, em 31 de maio de 2006, das ações da COPEL Empreendimentos Ltda., anteriormente conhecida como El Paso Empreendimentos e Participações Ltda. e detentora de participação de 60% na UEG Araucária Ltda., gerou ágio líquido final de R$ 53.955. O fundamento econômico para a amortização linear foi a expectativa de resultado futuro da operação comercial da concessão, que vence em dezembro de 2029, e seu efeito na demonstração do resultado do exercício de 2007 foi de R$ 2.346.

15 Fornecedores

31 de dezembro

2007 2006

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31 de dezembro

2007 2006

Encargos de uso da rede de transmissão Conexão 237 213 Rede básica 50.291 45.383 Transmissão de energia 3.028 2.728

53.556 48.324

Fornecedores de energia elétrica ANDE (Paraguai) 1.341 Eletrobrás (Itaipu) 74.090 71.874 CIEN – curto prazo (Nota 21(c)(ii)) 63.000 CIEN – longo prazo (Nota 21(c)(ii)) 62.862 Furnas Centrais Elétricas S.A. 30.849 28.730 Companhia Hidroelétrica do São Francisco - Chesf 28.430 16.721 Companhia Energética de São Paulo - Cesp 9.763 9.588 Itiquira Energética S.A. 8.468 7.386 Dona Francisca Energética S.A. 4.567 4.413 Outras concessionárias 36.931 28.250

193.098 294.165

Materiais e serviços Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (a) 21.031 37.871 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras – longo prazo (a) 268 Petróleo Brasileiro S.A. - Renegociação (a) 190.394 170.183 Outros fornecedores – circulante 98.825 74.721 Outros fornecedores – longo prazo 899

310.250 283.942

556.904 626.431

Fornecedores - circulante 366.510 392.219 Fornecedores – longo prazo 190.394 234.212

(a) Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Os montantes devidos à Petrobras totalizavam R$ 21.031 em 31 de dezembro de 2007 (2006 R$ 38.139) e correspondem a compras de gás.

As obrigações de renegociação com a Petrobras, no montante de R$ 190.394 (R$ 170.183 em 2006), referem-se à provisão para pagamento da quantidade de gás garantida no contrato original firmado entre a COPEL e a Compagas, que previa o pagamento mesmo não havendo o respectivo consumo (modalidade “take or pay”). O contrato também previa recuperação de gás referente ao valor pago pelo período de 7 anos, vinculado ao consumo equivalente de gás. Entretanto, a recuperação efetiva estava

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

sujeita ao normal cumprimento do contrato, o que foi prejudicado em função do acordo celebrado entre a COPEL, a Petrobras e a Compagas.

Em 7 de março de 2006, por meio de fato relevante divulgado ao mercado, a COPEL informou que, no dia anterior, havia assinado com a Petrobras acordo visando equacionar as pendências referentes ao contrato de gás para a Usina Termelétrica de Araucária, cujas bases haviam sido previamente comunicadas ao mercado em fato relevante de 24 de fevereiro de 2006. O acordo consistiu na assinatura de Contrato de Transação Extrajudicial pelo qual a COPEL Geração, tendo como devedora solidária a COPEL, confessou dívida de R$ 150.000 para com a Petrobras, esta na qualidade de cessionária dos créditos da Compagas junto à COPEL Geração. Essa dívida deverá ser paga em 60 parcelas mensais, a partir de janeiro de 2010, corrigida pela taxa SELIC.

Em 30 de maio de 2006, a COPEL Geração assinou Termo de Ratificação de Quitação Mútua com a Compagas, no qual as partes se dão plena, geral, irrevogável e irretratável quitação mútua de todas as obrigações e direitos decorrentes do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural que celebraram em 30 de maio de 2000 e que foi rescindido em 31 de maio de 2005. A partir da assinatura do Contrato de Transação Extrajudicial com Confissão de Dívida que ajustaram juntamente com a Petrobras, com a participação da COPEL, as partes não têm mais nada a reclamar entre si, a qualquer título. Permanece a dívida confessada pela COPEL Geração no montante principal de R$ 150.000, que será paga por esta ou pela COPEL diretamente à Petrobras, na forma naquele instrumento estabelecida, ressalvando- se única e especificamente as parcelas referentes à Margem de Distribuição da Compagas. Conforme o disposto no Termo de Ratificação de Quitação Mútua com a Compagas, em 31 de maio de 2006, o montante de R$ 355.929, correspondente a multas contratuais de compra e transporte de gás, deixou de ser exigido, ou seja, foi considerado integralmente quitado.

Tendo em vista a assinatura dos acordos mencionados acima, em 31 de maio de 2006 a COPEL reconheceu na demonstração do resultado do exercício de 2006 uma redução dos passivos transacionados, no montante de R$ 654.044, dos quais R$ 298.115 foram classificados na rubrica matéria prima e insumos para produção de energia, R$ 283.198 na rubrica descontos obtidos e R$ 72.731 como reversão de despesa financeira relativa aos encargos apropriados no ano de 2006, com despesa referente aos efeitos fiscais no valor de R$ 232.706. No exercício de 2007, a Companhia apropriou R$ 20.227 (2006 - R$ 20.183) em despesas financeiras referentes à correção contratual do saldo remanescente.

16 Empréstimos e Financiamentos

31 de dezembro

2007 2006

Curto prazo Longo prazo

Juros Principal acumulados Principal Total Total

Moeda estrangeira BID (i) 17.623 1.185 43.898 62.706 93.464 Secretaria do Tesouro Nacional (ii) 6.441 1.161 70.432 78.034 102.030 Banco do Brasil S.A (iii) 3.918 165 3.919 8.002 13.607 F - 42

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Eletrobrás 5 33 38 52

27.987 2.511 118.282 148.780 209.153

Moeda nacional Eletrobrás (iv) 41.405 1.691 272.798 315.894 337.647 Eletrobrás - ELEJOR (v) 94.709 94.709 114.469 BNDES (vi) 6.328 19.029 25.357 32.143 Banco do Brasil S.A. – notas de crédito (iii) 12.621 329.600 342.221 Banco do Brasil S.A. (iii) 137 4 850 991 1.046

47.870 14.316 716.986 779.172 485.305

75.857 16.827 835.268 927.952 694.458

(i) BID (Banco Inter-Americano de Desenvolvimento) - consiste em um empréstimo para a Usina Hidrelétrica de Segredo e para a Derivação do Rio Jordão, recebido em 15 de janeiro de 1991, no valor de US$ 135.000 mil. O pagamento de juros e do principal, cuja primeira parcela foi paga em 15 de janeiro de 1997, é semestral até 2011, e os juros são calculados de acordo com a taxa de captação do BID, a qual, para o segundo semestre de 2007, foi 4,16% a.a. O contrato prevê as seguintes cláusulas de rescisão: 1) Inadimplemento por parte do mutuário de qualquer outra obrigação estipulada no contrato ou contratos subscritos com o Banco para o financiamento do projeto; 2) A retirada ou suspensão, como membro do BID, da República Federativa do Brasil; 3) Inadimplemento por parte do fiador, se houver, de qualquer obrigação estipulada no contrato de garantia; 4) Relação entre o seu ativo circulante e o total dos seus financiamentos comerciais e bancários de curto prazo, excluídas a parte corrente da dívida de longo prazo e os dividendos a serem reinvestidos, igual ou maior que 1,2; e 5) Relação entre dívida de longo prazo e patrimônio igual ou inferior a 0,9. A Companhia tem observado integralmente os dispositivos do contrato.

Outras exigências incluem:

. a Companhia deve tomar medidas apropriadas para obtenção de tarifas que cubram todos os custos de operação;

. a Companhia está proibida de adquirir suas próprias ações e de distribuir qualquer parte de seu capital, sem autorização prévia do banco.

A Companhia tem observado as condições do contrato.

Esse contrato é garantido pelo governo federal do Brasil.

(ii) Secretaria do Tesouro Nacional (STN) - a dívida classificada como Secretaria do Tesouro Nacional, cujos prazos e condições de pagamento foram estabelecidos como parte da reestruturação da dívida estrangeira brasileira, sob amparo da Lei nº. 4.131/62, assinada em 20 de maio de 1998, no contexto do plano Brady, está demonstrada no quadro a seguir: F - 43

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro Prazo Carência Amortização Tipo (anos) Vencimento (anos) (em parcelas) 2007 2006

Pagamento único no Par bond (a) 30 2024 30 vencimento 28.294 34.137 Capitalization bond (b) 20 2014 10 21 semestrais 15.703 21.858 Debt conversion bond (c) 18 2012 10 17 semestrais 12.133 17.886 Pagamento único no Discount bond (d) 30 2024 30 vencimento 19.755 23.829 New money bonds (f) 15 2009 7 17 semestrais 1.067 2.144 FLIRB (g) 15 2009 9 13 semestrais 1.082 2.176

78.034 102.030

As taxas de juros anuais e os pagamentos são os seguintes:

a) Par bond - juros de 6,0% a.a. até o vencimento final, com amortização única no final do contrato. b) Capitalization Bond - juros de 8,0% a.a. até o vencimento final, com amortização em 21 parcelas semestrais, a partir de abril de 2004. c) Debt Conversion Bond - juros correspondentes à LIBOR semestral + 7/8 de 1% a.a., com amortização em 17 parcelas semestrais, a partir de abril de 2004. d) Discount Bond - juros correspondentes à LIBOR semestral + 13/16 de 1% a.a. com amortização única no final do contrato. e) New Money Bonds - juros correspondentes à LIBOR semestral + 7/8 de 1% a.a., com amortização em 17 parcelas semestrais, a partir de abril de 2001. f) FLIRB - juros correspondentes de 4,0% a 5,0% a.a. nos primeiros anos e LIBOR semestral + 13/16 de 1% a.a. após o 6º. ano até o final do contrato, com amortização em 13 parcelas semestrais, a partir de abril de 2003.

Em garantia desse contrato, a Companhia cedeu e transferiu ao governo federal, condicionado ao inadimplemento de qualquer parcela do financiamento, os créditos das suas receitas próprias, até o limite suficiente para cobrir o pagamento das prestações e dos demais encargos devidos em cada vencimento. Para os bônus Discount bond e Par bond há garantias depositadas, nos valores de R$ 9.246 e R$ 13.177 em 31 de dezembro de 2007 (2006 - R$ 10.159 e R$ 14.471), respectivamente, contabilizadas em outros ativos - longo prazo.

(iii) Banco do Brasil S.A. – (a) empréstimo em ienes japoneses, para a subestação isolada a gás de Salto Caxias, com pagamento em 20 parcelas semestrais, a partir de 7 de março de 2000, com juros de 6,6% a.a. Essa dívida é garantida por créditos da COPEL, em caso de inadimplência; (b) contrato particular de cessão de crédito com o governo federal, por meio do Banco do Brasil S.A., assinado em 30 de março de 1994, amortizável em 240 parcelas mensais pelo sistema Price, a partir de 1º de abril de 1994, com atualização mensal pela TJLP e pelo IGP-M mais juros de 5,098% a.a.; e (c) notas de crédito pertencentes à controladora, relacionadas a seguir:

F - 44

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Data de Encargos financeiros Notas de crédito emissão Vencimento pagos semestralmente 2007

Comercial n o. 330.600.129 2007 2014 106,5% da média do CDI 29.000 Industrial no. 330.600.132 2007 2014 106,2% da média do CDI 231.000 Industrial no. 330.600.151 2007 2014 106,5% da média do CDI 18.000 Industrial no. 330.600.156 2007 2014 106,5% da média do CDI 14.348 Industrial no. 330.600.157 2007 2014 106,5% da média do CDI 37.252

329.600

Como garantia, o Banco do Brasil foi autorizado a deduzir quaisquer importâncias levadas, a qualquer título, a crédito na conta depósitos da Companhia para cobrir, parcial ou totalmente, o saldo devedor apresentado na conta de abertura de crédito. Foi autorizado, também em caráter irrevogável, independente de prévio aviso, a proceder à compensação entre o crédito do banco, correspondente ao saldo devedor apresentado na conta de abertura de crédito, e os créditos de qualquer natureza que a Companhia tenha ou venha a ter junto ao Banco do Brasil.

(iv) Eletrobrás - empréstimos financiados pelo Fundo de Financiamento da Eletrobrás - FINEL e pela RGR para expansão dos sistemas de geração, transmissão e distribuição. O pagamento dos saldos devedores iniciou-se em fevereiro de 1999, e o último pagamento está previsto para agosto de 2021. Os juros de 5,5% a 6,5% a.a. e o principal são amortizados mensalmente, atualizados pelo índice do FINEL (taxa de financiamento da Eletrobrás) e pela UFIR. A COPEL recebeu a primeira parcela a ser aplicada no Programa Luz para Todos, no valor de R$ 12.744, sob o contrato ECFS-142/06, assinado em 11 de maio de 2006 com valor total de R$ 42.480. Esses recursos são oriundos da Reserva Global de Reversão (RGR), têm período de carência de 24 meses e serão pagos em 120 parcelas mensais com vencimento final em 30 de setembro de 2020. Esse empréstimo é garantido pelas receitas da Companhia.

(v) Eletrobrás – ELEJOR - Para efeitos de apresentação das demonstrações contábeis consolidadas, o valor das ações a serem resgatadas pela ELEJOR, incluindo juros e correção monetária, foi reclassificado de participação de acionistas não controladores para empréstimos e financiamentos, no passivo não circulante.

O saldo apresentado refere-se à integralização de 59.900 mil ações preferenciais resgatáveis da ELEJOR detidas pela Eletrobrás, que totalizaram R$ 59.900, as quais deverão ser readquiridas pela emissora (ELEJOR) em 32 parcelas trimestrais de 1.871.875 ações a partir do 24º. mês do início da operação comercial do empreendimento, que ocorreu em 31 de agosto de 2006. Assim, o primeiro pagamento será em setembro de 2008, atualizado pelo IGP-M mais juros de 12% ao ano. Os pagamentos são garantidos por 15% das receitas da Companhia.

Em agosto de 2007, 9 parcelas de 1.871.875 ações foram compradas antecipadamente pela ELEJOR, por R$20.385, e encargos financeiros de R$18.725 foram pagos, totalizando R$39.110.

(vi) BNDES - empréstimo obtido pela Companhia Paranaense de Gás – COMPAGAS, assinado em 14 de dezembro de 2001, a ser amortizado em 99 parcelas. As tranches A e C estão sujeitas à TJLP F - 45

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

mais juros anuais de 4%; no caso de a TJLP exceder 6% a.a., o adicional será incluído no principal. As tranches B e D estão sujeitas à taxa UMBNDES mais juros de 4% a.a. Os pagamentos são garantidos pelas receitas da Companhia.

(a) Vencimento dos empréstimos e financiamentos

31 de dezembro de 2007

Moeda Moeda estrangeira nacional Total

2008 30.498 62.186 92.684 2009 25.817 43.013 68.830 2010 22.498 41.758 64.256 2011 13.721 58.229 71.950 2012 4.940 51.946 56.886 Após 2012 51.306 522.040 573.346

148.780 779.172 927.952

17 Debêntures

Em 31 de dezembro de 2007 e 2006, os saldos de debêntures eram os seguintes:

31 de dezembro

2007 2006

Curto prazo Longo prazo Total Total

Moeda nacional Segunda Emissão (a) 637.329 Terceira emissão (b) 147.072 133.360 280.432 425.465 Quarta emissão (c) 21 .527 600.000 621.527 626.290 ELEJOR (c) 3.228 269.314 272.542 278.501

171.827 1.002.674 1.174.501 1.967.585

a) Debêntures – Segunda Emissão

A emissão de debêntures simples foi aprovada na 156ª. Assembléia Extraordinária de Acionistas, em 19 de fevereiro de 2002, e concluída em 9 de maio de 2002, com subscrição integral no valor total de R$ 500.000, dividida em três séries (R$ 100.000, R$ 100.000 e R$ 300.000, respectivamente), com prazo de vigência de cinco anos e vencimento e liquidação em 1º. de março de 2007.

F - 46

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

b) Debêntures – Terceira Emissão

Em março de 2005, a Companhia arquivou na CVM solicitação para a emissão de um Programa de Debêntures de R$ 1.000.000. A primeira série desse programa totalizou R$ 400.000, e seus recursos foram utilizados em maio de 2005 para o pagamento dos Eurobônus de US$ 150 milhões emitidos em 1997 . Tais debêntures não são conversíveis em ações e são remuneradas à taxa de 115% da taxa média diária da CDI. A amortização teve início em 2007, e o vencimento final é em 2009. Os juros são pagos semestralmente, de 1 o. de agosto de 2005 a 1 o. de fevereiro de 2009.

As debêntures da terceira emissão são garantidas pela conta bancária da COPEL Geração S.A. no Banco do Brasil S.A., onde são depositados os recursos dos contratos de venda de energia.

Somos obrigados a observar certas disposições medidas de acordo com os PCGA no Brasil: (i) o LAJIDA consolidado/despesas financeiras consolidadas para o período de doze meses encerrado no último dia dos trimestres fiscais de março e setembro deve ser, pelo menos, de 1,8 até 30 de junho de 2006 e de 2,0 a partir de 30 de junho de 2006; (ii) a dívida consolidada/LAJIDA consolidado não deve exceder 4,0; e (iii) a dívida consolidada/(dívida consolidada mais patrimônio líquido) não deve exceder 0,42. A Companhia tem cumprido integralmente os dispositivos do contrato. c) Debêntures – Quarta Emissão

A emissão de 60 mil debêntures constituiu a quarta emissão simples realizada pela Companhia em 1º. de setembro de 2006, no valor de R$ 600.000, concluída em 6 de outubro de 2006, com subscrição integral no valor total de R$ 607.899, com prazo de vigência de cinco anos a contar da data de emissão e vencimento final, em série única, em 1º. de setembro de 2011. As debêntures são simples, não conversíveis em ações, escriturais, nominativas e sem garantia.

Os juros sobre o valor nominal das debêntures são de 104% da taxa Depósitos Interfinanceiros de um dia – DI over, extragrupo, expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias úteis, divulgada diariamente pela Central de Custódia e de Liquidação Financeira de Títulos - CETIP (à taxa DI) e calculada de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos. A remuneração correspondente ao período de capitalização será devida e paga semestralmente, sendo o primeiro vencimento em 1º. de março de 2007 e o último em 1º. de setembro de 2011. As debêntures não podem ser renegociadas.

Os recursos captados com a distribuição pública das debêntures serão destinados ao alongamento do perfil da dívida da Emissora, por meio de pagamento de suas obrigações financeiras, bem como ao reforço de seu caixa. Os recursos provenientes da emissão serão utilizados na liquidação financeira de 1/3 do valor principal das debêntures da 3ª. emissão da Emissora, com vencimento em 1º. de fevereiro de 2007, e na quitação do principal das debêntures da 2ª. emissão da Emissora, com vencimento em 1º. de março de 2007.

F - 47

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Somos obrigados a observar certas disposições medidas de acordo com os PCGA no Brasil: (i) o LAJIDA consolidado/despesas financeiras consolidadas deve ser igual ou maior a 2,0; (ii) a dívida líquida consolidada/LAJIDA consolidado deve ser no máximo 4,0; e (iii) a dívida líquida consolidada/(dívida consolidada mais patrimônio líquido mais participações de acionistas não controladores) deve ser no máximo 0,42.

A Companhia tem cumprido integralmente os dispositivos do contrato. d) Debêntures – ELEJOR

Em fevereiro de 2005, a ELEJOR emitiu 1.000 debêntures conversíveis em duas séries no valor de R$ 255.626, indexadas pela TJLP mais um spread de 4% a.a. A amortização das 660 debêntures da primeira série terá início em maio de 2009, com vencimento final em fevereiro de 2015, e a amortização das 340 debêntures da segunda série terá início em maio de 2010, com vencimento final em fevereiro de 2016. Os juros sobre a primeira série incidem a partir de fevereiro de 2006 e serão pagos trimestralmente até fevereiro de 2015. Os juros sobre a segunda série foram pagos anualmente até fevereiro de 2007 e serão pagos trimestralmente de maio de 2007 até maio de 2016.

As debêntures emitidas pela ELEJOR foram adquiridas pelo BNDES Participações S.A. – BNDESPAR e foram garantidas pela COPEL Participações S.A.. Os recursos serão utilizados principalmente para: (i) investimentos no Complexo Energético Fundão - Santa Clara; (ii) investimentos em duas pequenas centrais hidrelétricas, PCH Santa Clara I e PCH Fundão; (iii) pagamento de 50% do montante emprestado entre 1 o. de julho de 2004 e 30 de setembro de 2004 pela COPEL Participações S.A.; (iv) pagamento de empréstimos da COPEL Participações S.A. a partir de 1o. outubro de 2004; (v) pagamento de despesas operacionais inerentes ao negócio da emissora, incluindo a aquisição de energia para cumprir obrigações de fornecimento; e (vi) financiamento dos programas sociais e ambientais relativos aos investimentos no Complexo Energético Fundão - Santa Clara.

Vencimento das debêntures, em 31 de dezembro de 2007:

Total

2008 171.827 2009 156.148 2010 42.123 2011 646.037 2012 46.037 Após 2012 112.329

1.174.501

18 Tributos sobre Vendas e Outros

31 de dezembro

2007 2006 F - 48

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

ICMS a recolher 126.322 116.032 PIS e COFINS a recolher 36.295 81.345 INSS incluído no REFIS, líquido de pagamentos (i) 35.068 48.254 Outros 27.111 31.783

224.796 277.414

(i) Programa de Recuperação Fiscal - REFIS

Em 2000, a Companhia incluiu no Programa de Recuperação Fiscal (REFIS), instituído pela Lei nº. 9.964, de 10 de abril de 2000, uma dívida total de R$ 82.540, proveniente de obrigações fiscais perante o Instituto Nacional de Seguridade Social (INSS), tendo liquidado R$ 45.766 referentes aos juros, com créditos decorrentes de prejuízos fiscais do imposto de renda e bases negativas de contribuição social adquiridos de terceiros. Considerando que a Secretaria da Receita Federal (SRF) ainda não concluiu a análise do processo de transferência desses créditos, a Companhia constituiu provisão em setembro de 2003. Em 31 de dezembro de 2007 a provisão registrada totalizava R$ 35.068, incluindo juros e correção monetária (2006 – R$ 48.254).

19 Encargos Regulamentares

31 de dezembro

2007 2006

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) 14.677 13.258 Reserva Global de Reversão (RGR) 5.403 5.306 Conta de Consumo de Combustível (CCC) 12.642 33.141

32.722 51.705

20 Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

A ANEEL estabeleceu critérios para aplicação de recursos em Programas de Eficiência Energética (PEE) pelas concessionárias ou permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, de acordo com os regulamentos estabelecido por aquela agência reguladora. Sob a mesma resolução, foi aprovado o Manual do Programa de Eficiência Energética. A ANEEL também aprovou o Manual dos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor Elétrico. Em outubro de 2006, a ANEEL estabeleceu critérios e procedimentos para cálculo, aplicação e recolhimento, pelos detentores de concessões, permissões e autorizações, dos recursos a serem destinados aos projetos de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e ao Ministério de Minas e Energia (MME), conforme a Lei nº. 9.991/00.

F - 49

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

As mudanças nesses saldos são apresentadas abaixo:

31 de dezembro Correção Execução de 2006 Adições monetária programas e 2007 pagamentos

Pesquisa e desenvolvimento – P&D

FNCT 22.058 15.994 (17.895) 20.157 MME 29.581 7.998 (27.292) 10.287 P&D - projetos 59.881 15.994 6.126 (6.108) 75.893

111.520 39.986 6.126 (51.295) 106.337

Programa de eficiência energética - 62.796 16.361 5.139 (5.353) 78.943 EEP

174.316 56.347 11.265 (56.648) 185.280

31 de dezembro Correção Execução de 2005 Adições monetária programas e 2006 pagamentos

Pesquisa e desenvolvimento – P&D

FNCT 3.239 35.103 (16.284) 22.058 MME 61 29.498 22 29.581 P&D - projetos 37.115 22.109 4.105 (3.529) 59.881

40.415 86.710 4.127 (19.813) 111.520

Programa de eficiência energética - 55.455 8.583 6.599 (7.841) 62.796 EEP

95.870 95.293 10.726 (27.654) 174.316

21 Compromissos e Contingências

(a) Provisão para contingências e depósitos judiciais

A Companhia é parte em diversos processos judiciais de natureza trabalhista, tributária e civil perante diferentes tribunais. A administração da Companhia, com base na opinião de sua assessoria jurídica, mantém uma provisão para contingências relativa às causas com chance provável de desfecho desfavorável. A Companhia também efetuou depósitos judiciais em valores equivalentes ou inferiores nos processos sem uma decisão legal final.

F - 50

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

(a).1 Depósitos Judiciais

31 de dezembro

Depósitos judiciais (realizável a longo prazo)

2007 2006

Contingências trabalhistas – a(i) 56.656 68.650

Contingências civis Servidões de passagem, desapropriações e imóveis – a(iv) 10. 515 7.149 Consumidores - litígio sobre tarifas - a(v) 2.508 1.640 Cíveis e ambientais – a(vi) 15.269 13.982

28.292 22.771

Contingências fiscais INSS - a(ix) 25.476 47.934

Outros depósitos judiciais 10.916 1.599

121.340 140.954

(a).2 Provisão para Contingências

31 de dezembro

Provisão para contingências (exigível a longo prazo)

2007 2006

Depósitos Provisão Provisão Contingências Judiciais Líquida Líquida

Contingências trabalhistas – a(i) 102.474 (22.382) 80.092 77.321

Contingências regulamentares – a(ii) 2.169 2.169 2.083

Contingências civis Fornecedores – a(iii) 49.954 49.954 49.074 Servidões de passa gem, desapropriações e imóveis 123.153 123.153 15.011 F - 51

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

– a(iv) Consumidores - litígio sobre tarifas - a(v) 6.523 (96) 6.427 11.033 Cíveis e ambientais – a(vi) 16.138 (1.263) 14.875 21.621

195.768 (1.359) 194.409 96.739

Contingências fiscais COFINS - a(vii) 171.613 171.613 PASEP - a(viii) 14.776 (14.558) 218 218 Outras - a(ix) 92.488 (26.719) 65.769 46.112

278.877 (41.277) 237.600 46.330

579.288 (65.018) 514.270 222.473

As mudanças nas provisões consolidadas são as seguintes:

Saldo da Saldo da provisão Baixas/ provisão Consolidado 2006 Adições reversões Liquidação 2007

Contingências trabalhistas 88.027 57.281 (11.772 ) (31.062) 102.474

Contingências regulamentares 2.083 86 2.169

Contingências civis Fornecedores 49.074 983 (103 ) 49.954 Servidões de passagem, desapropriações e imóveis 15.011 112.930 (13.898 ) (9) 114.034 Consumidores 11.065 772 (4.919 ) (395) 6.523 Cíveis e ambientais 22.006 6.113 (1.127 ) (1.735) 25.257

97.156 120.798 (20.047 ) (2.139) 195.768

Contingências fiscais COFINS - 171.613 171.613 PASEP 14.562 214 14.776 Outros 55.879 40.149 (3.540 ) 92.488

70.441 211.976 (3.540 ) 278.877

257.707 390.141 (35.359 ) (33.201) 579.288

Saldo da Baixas/ Saldo da Consolidado provisão Adições Reversões Liquidação provisão

F - 52

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

2005 2006

Contingências trabalhistas 82.667 18.260 (8.152 ) (4.748) 88.027

Contingências regulamentares 2.083 2.083

Contingências civis Fornecedores 49.074 49.074 Servidões de passagem, desapropriações e imóveis 13.384 5.655 (4.028 ) 15.011 Consumidores 20.205 (9.003 ) (137) 11.065 Cíveis e ambientais 39.835 11.287 (27.644 ) (1.472) 22.006

73.424 66.016 (40.675 ) (1.609) 97.156

Contingências fiscais COFINS 197.549 (197.549 ) PASEP 14.263 299 14.562 INSS 25.625 (25.625 ) Outros 30.741 29.660 (4.522 ) 55.879

268.178 29.959 (227.696 ) 70.441

424.269 116.318 276.523 ) (6.357) 257.707

Em atendimento à Instrução CVM nº. 489, de 3 de outubro de 2005, o montante de causas classificadas como de perda razoavelmente possível foi estimado pela Companhia em 31 de dezembro de 2007 em R$ 1.631.096, distribuídos em ações de natureza trabalhista, com R$ 40.774, regulamentares, R$ 861.575, cíveis, R$ 325.138, e tributárias, R$ 403.609. É importante observar que a COPEL tem boa chance de sucesso na ação judicial impetrada para questionar os efeitos do Despacho ANEEL nº. 288/2002, com base na opinião de sua assessoria jurídica, conforme discutido no item b desta nota, “Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)”.

Os depósitos judiciais referem-se a valores depositados pela COPEL para garantir execuções trabalhistas e cíveis. Após o processo de conhecimento, inicia-se o processo de execução. Na citação para pagar o valor devido, a COPEL deposita o valor à disposição do Juízo e pode então fazer a impugnação dos cálculos. Após a decisão da impugnação, o Juiz determina o levantamento pelo autor do valor que ele tem à disposição e do valor a que eventualmente a COPEL faz jus devido ao reconhecimento de erro nos cálculos. a(i) Contingências trabalhistas

Referem-se a ações movidas por ex-empregados contra a Companhia, envolvendo o pagamento de horas-extras, adicional de periculosidade, adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras e, também, ações movidas por ex-empregados de seus empreiteiros (responsabilidade solidária) e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), envolvendo indenizações e outras F - 53

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verbas. Também incluem ações trabalhistas de empregados aposentados da COPEL contra a Fundação COPEL, com reflexos sobre a Companhia. a(ii) Contingências regulamentares

Em face das competências de regulação e fiscalização atribuídas à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL pela Lei nº. 9.427/96 em relação a atividades concernentes a serviços e instalações de energia elétrica, cumpre aos titulares de concessão, permissão ou autorização, subsidiárias da Companhia, responder aos processos administrativos formalizados no âmbito da Administração Pública Federal, em conformidade com a Lei nº. 9.784/99, observada a competência para explorar e legislar de que tratam os artigos 20, VIII, 21, XII, b) e 175 da Constituição Federal. Exauridos os esforços na esfera administrativa, poderá se formar o contencioso judicial. Tanto na esfera administrativa quanto na esfera judicial, o objeto da demanda no segmento regulamentar geralmente versará sobre aspectos legais e regulamentares dos respectivos contratos de concessão e autorizações, confrontados com o poder/dever de regulação e fiscalização da agência reguladora. Há, por exemplo, em ambos os níveis, demandas contra atos administrativos da ANEEL, como a imposição de multas. Todas as demandas são contestadas pela agência. a(iii) Fornecedores

As empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A. requereram a instauração de procedimentos arbitrais perante a Câmara de Arbitragem da Fundação Getúlio Vargas, sob os números 001 e 002/2004, por meio dos quais pleiteavam o pagamento dos valores das parcelas vencidas, bem como a multa rescisória, relativos aos contratos de compra e venda de energia elétrica firmados com a COPEL Distribuição. Os procedimentos arbitrais foram julgados procedentes, de forma que a COPEL Distribuição foi condenada ao pagamento dos valores pleiteados, acrescidos de honorários advocatícios. A Companhia pleiteou judicialmente a declaração de nulidade da sentença arbitral.

A administração, com base no parecer de sua assessoria jurídica de que a perda nesse caso é provável à luz das informações disponíveis e do estágio atual das ações, decidiu constituir provisão para contingências no valor original da dívida, atualizado nos termos dos contratos originais, o que resultou em R$ 49.954 em 31 de dezembro de 2007. a(iv) Servidões de passagem, desapropriações e imóveis

O contencioso patrimonial da COPEL refere-se a ações de desapropriações, servidões de passagem, reintegrações de posse, usucapiões, retificações de áreas e outras. Desembolso efetivo ocorre para os dois primeiros tipos de ação, a título de indenização, e é sempre obrigatório em função do artigo 4º., inciso XXIV, da Constituição Federal, que obriga a justa e prévia indenização em dinheiro pela desapropriação compulsória de áreas pela Administração Pública.

Entretanto, tais valores são classificados como ativo imobilizado e não como despesas, uma vez que já são incluídos na previsão orçamentária para as obras.

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Essas ações patrimoniais têm como finalidade regularizar os terrenos que abrigarão empreendimentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, seja pela transferência da propriedade para a COPEL, nos casos de desapropriação, seja pela imposição de restrições ao uso privado das faixas de segurança das linhas de transmissão, no caso de servidões de passagem.

As demais ações citadas visam regularizar os terrenos já desapropriados e servientes, que sofreram esbulho ou turbação da posse (reintegrações de posse), ou mudanças em suas configurações físicas (retificações) em violação das divisas das áreas da COPEL (usucapiões). Nesses tipos de ações há apenas despesas judiciais, sem outras indenizações.

Ivaí Engenharia de Obras S.A.

Em ação impetrada pela Ivaí Engenharia de Obras S.A., a COPEL foi condenada ao pagamento de R$ 180.917 a título de indenização por suposto desequilíbrio econômico- financeiro do Contrato D-01, que tinha por objeto a execução de obras de derivação do rio Jordão. A COPEL recorreu e obteve sucesso parcial, com a rejeição da cumulação da taxa Selic com os juros moratórios. A COPEL continuará a contestar judicialmente essa pretensão, por todos os meios disponíveis juridicamente. A Companhia, à luz da avaliação conduzida por sua Diretoria Jurídica, constituiu provisão para perdas prováveis no valor de R$ 101.904, sob Provisões para Contingências Patrimoniais. a(v) Consumidores – litígio tarifário

Essas provisões referem-se, em sua maioria, a ações impetradas por consumidores: (a) pleiteando o ressarcimento de danos causados em aparelhos eletrodomésticos; (b) pleiteando indenizações por dano moral decorrente da prestação do serviço (por exemplo, suspensão do fornecimento); e (c) questionando a constitucionalidade do aumento tarifário baseado nas Portarias DNAEE n°. 38 e n°. 45, de 27 de janeiro de 1986 e 4 de março de 1986, respectivamente, ocorrido durante o Plano Cruzado, e pleiteando restituição dos valores envolvidos. Não é possível prever o resultado final dessas ações, embora várias outras empresas tenham obtido sucesso parcial. A Companhia registrou em 31 de dezembro de 2007 o montante de R$ 6.427 (2006 – R$ 11.033) para cobrir perdas prováveis nessas ações, quanto à diferença de tarifa cobrada de consumidores industriais no período de março a novembro de 1986, mais encargos sobre pagamentos atrasados. O montante é considerado suficiente para cobrir perdas prováveis. a(vi) Cíveis e ambientais

Essas provisões referem-se geralmente a ações pleiteando indenização por acidentes envolvendo as redes de distribuição de energia elétrica e acidentes com veículos. As ações ambientais envolvendo a COPEL e suas subsidiárias geralmente abrangem ações civis públicas com o objetivo de impugnar o licenciamento ambiental de novos projetos ou de recuperar áreas de conservação permanente em torno dos reservatórios das usinas hidrelétricas usadas indevidamente por indivíduos. A COPEL estima que os casos de julgamento desfavorável resultariam apenas no custo de preparação de novos estudos ambientais e no custo de recuperação das áreas de propriedade da Companhia.

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a(vii) COFINS

A COPEL não recolhia COFINS sobre as receitas de vendas de eletricidade com base em sentença do TRF da 4ª. Região, de 18 de agosto de 1998, que reconheceu a imunidade da Companhia prevista na Constituição Federal. A ação rescisória proposta pela União em agosto de 2000 foi extinta por decadência do direito de propor tal ação. O recurso especial interposto pela União perante o Superior Tribunal de Justiça foi julgado improcedente. Assim, a COPEL reverteu a provisão constituída, com base no parecer de sua assessoria jurídica de que a possibilidade de a Companhia ser obrigada a desembolsar quaisquer montantes relativos à COFINS era remota. No final de 2007, todavia, o Superior Tribunal de Justiça, contrariando todas as previsões, acolheu embargos de declaração da União e, decidindo que não ocorrera a decadência, determinou o retorno dos autos ao TRF da 4ª. Região para julgamento da ação rescisória. Embora a decisão ainda não seja definitiva, pois a COPEL interpôs recurso, o entendimento da assessoria jurídica da Companhia é de que o risco de perda deixou de ser remoto, passando a ser provável. Assim, a Companhia constituiu provisão correspondente ao montante atualizado do principal mais encargos, totalizando R$ 171.613, já excluídos os créditos tributários cuja exigibilidade já está atingida pela decadência. a(viii) PASEP

As cobranças de PIS/PASEP estão sendo questionadas administrativamente e estão garantidas por depósitos judiciais. a(ix) Outras contingências

• INSS

A COPEL é parte de vários processos administrativos e judiciais envolvendo contribuições previdenciárias devidas ao Instituto Nacional de Seguridade Social (INSS).

A maior parte das demandas, entretanto, envolve a responsabilidade solidária da COPEL pelo recolhimento de contribuições previdenciárias sobre serviços prestados por terceiros.

• Imposto sobre Serviços (ISS)

As principais discussões referem-se a autuações fiscais lavradas contra a Companhia, por conta da eventual ausência de retenção do ISS, na qualidade de tomadora de serviços contratados junto a terceiros.

• Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS)

A maioria das discussões envolvem a propositura de ação judicial pelos consumidores do Grupo A contra a inclusão da demanda contratada na base de cálculo do ICMS. Todavia, em quase todos essas ações, o Judiciário tem excluído a Companhia do pólo passivo da ação, mantendo apenas o Estado do Paraná como legitimado passivo para responder por eventual repetição de valores de ICMS cobrados indevidamente sobre a demanda contratada de energia.

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• Imposto sobre Propriedade Predial e Territorial Urbana (IPTU)

A Companhia vem questionando administrativamente a incidência de IPTU sobre seus bens vinculados à concessão. Esse argumento também vem sendo amplamente aceito em execuções fiscais movidas por municípios do Estado do Paraná contra a Companhia.

Além disso, a Companhia é parte em algumas execuções fiscais promovidas por alguns municípios para a cobrança de IPTU e/ou de outros débitos/tributos municipais.

• Imposto sobre a Propriedade Territorial Rural (ITR)

As discussões de ITR envolvem, basicamente, o questionamento da incidência desse tributo sobre as áreas alagadas decorrentes da construção de usinas hidrelétricas, bem como sobre as áreas atualmente sob a posse de assentados por força de programas de reassentamento, também decorrentes da construção de usinas hidrelétricas.

• Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (CIDE)

A Companhia apresentou impugnações administrativas a 5 Notificações de Lançamento lavradas pela Agência Nacional de Telecomunicações – ANATEL, pretendendo a cobrança de eventual débito complementar a título de Fundo de Universalização de Telecomunicações (FUST) de janeiro a junho de 2006.

Na ocasião, a Companhia (a COPEL Telecomunicações) demonstrou que a base de cálculo apurada para o recolhimento do FUST está correta, de acordo com o contido no artigo 6º., IV,e 10, caput, da Lei nº. 9998/00, não havendo razão para a cobrança de débito complementar.

(b) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

O Mercado Atacadista de Energia (MAE) foi extinto em 11 de novembro de 2004, e suas atividades, seus ativos e seus passivos foram assumidos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Os volumes de venda de energia elétrica pela COPEL Distribuição nos exercícios de 2000 e 2001 e no primeiro trimestre de 2002 foram reconhecidos com base em estimativas preparadas pela Companhia e em informações fornecidas pelo antigo MAE. Esses volumes foram calculados por meio de critérios e valores estabelecidos no Despacho ANEEL nº. 288/2002 e na Resolução ANEEL nº. 395/2002. A Companhia já contestou tais determinações pelas vias administrativas e judiciais.

O pleito da Companhia envolve a venda parcial de energia de Itaipu nos submercados Sul e Sudeste para cumprir os contratos bilaterais de venda de eletricidade a distribuidores e consumidores industriais durante o período de racionamento em 2001, quando houve diferença significativa nos preços da energia no mercado spot. O montante estimado em 31 de dezembro de 2007 relativo às diferenças de cálculo totaliza aproximadamente R$ 860.000 (2006 – R$ 711.000), que não foram reconhecidos contabilmente pela Companhia como passivo. A Administração, com base no parecer de sua assessoria jurídica, considera haver possibilidade mas não probabilidade de perda decorrente da F - 57

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decisão desse processo judicial, de modo que nenhuma provisão foi registrada em 31 de dezembro de 2007 e 2006.

Em 27 de agosto de 2002, a Companhia obteve liminar favorável expedida pelo Tribunal Regional Federal da 1ª. Região, visando à desconsideração da contabilização determinada pelo Despacho ANEEL nº. 288 e pela Resolução ANEEL nº. 395.

As variações nos volumes de energia no mercado spot (CCEE) em 2007 são as seguintes:

Valor a Valor a Liquidar em Liquidar em 31 de 31 de dezembro de dezembro de 2006 Liquidação Apropriação 2007

Ativo circulante (Nota 6) 29.521 (89.566) 67.203 7.158 Passivo circulante 1.248 (53.423) 53.404 1.229

Saldo líquido 28.273 (36.143) 13.799 5.929

Os valores acima podem estar sujeitos a modificação dependendo da decisão dos processos judiciais em andamento impetrados por algumas companhias do setor e da interpretação da COPEL sobre as regras do mercado em vigor. As companhias não incluídas na área de racionamento obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº. 288 da ANEEL, de 16 de maio de 2002, que teve como objetivo o esclarecimento às companhias do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação de determinadas regras de contabilização do antigo MAE incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico.

Atendendo prontamente a uma solicitação do Ministério de Minas e Energia, a COPEL comprometeu- se, em mediação com a presidência da ANEEL, a dispensar os 400 MW contratados com a Cien e a participar do leilão A-1 a fim de repor a energia liberada. Do total contratado, em 2007 um volume reduzido de 175 MW foi fornecido sob o Acordo com a CIEN.

A oferta de energia nesse leilão foi mínima, de modo que somente 40% da demanda de energia informada pela COPEL foi atendida.

Para substituir totalmente o contrato da Cien e ajustar o nível de contratação de janeiro a junho de 2007, a COPEL participou dos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), declarando déficit e adquirindo o total de 32,6 MW médios.

Para complementação dos contratos para 2008, a COPEL participou do leilão de ajuste ocorrido em setembro de 2007, adquirindo 23,5 MW médios.

Em 2007, a Companhia reconheceu R$ 111.193 (2006 - R$ 227.389 e 2005 - R$ 309.334) em custos operacionais de energia comprada para revenda da CIEN.

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22 Plano previdenciário e assistencial

(a) Plano Previdenciário

A Companhia e suas subsidiárias patrocinam planos de complementação de aposentadoria e pensão (Planos Previdenciários I, II e III) e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial) para seus empregados ativos e aposentados e seus dependentes.

Os planos previdenciários I e II são planos de benefício definido, e o plano previdenciário III é um plano de contribuição definida. Na data da aposentadoria, o plano de contribuição definida torna-se uma renda mensal vitalícia.

As parcelas de custos assumidas pelas patrocinadoras desses planos são registradas de acordo com avaliação atuarial preparada anualmente por atuários independentes de acordo com as regras da Deliberação CVM nº. 371/2000. As premissas atuariais e financeiras, para efeitos da avaliação atuarial, são discutidas com os atuários independentes e aprovadas pela administração das patrocinadoras.

O fluxo de pagamento das contribuições relativas aos planos previdenciários I e II, até julho de 2007, estava garantido por contrato denominado “Instrumento Particular de Ajuste das Reservas Matemáticas dos Planos Previdenciários Básico e Complementar”, assinado em 20 de janeiro de 1999. Esse contrato prevê a extinção das obrigações sob determinadas condições. Com base em pareceres legais preparados por consultores jurídicos externos e internos, a Companhia comunicou à administração da Fundação COPEL de Previdência e Assistência Social (a Fundação COPEL), em 27 de julho de 2007, a cessação dos pagamentos das contribuições vinculadas a esse contrato a partir de agosto de 2007, em face da extinção das obrigações ali pactuadas.

(b) Plano Assistencial

A Companhia e suas subsidiárias alocam recursos para a cobertura das despesas de saúde dos empregados e de seus dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidas em regulamentos específicos. A cobertura inclui exames médicos periódicos e é estendida a todos os aposentados e pensionistas vitaliciamente.

Os valores consolidados e reconhecidos no balanço patrimonial, na conta de Benefícios Pós-emprego, estão resumidos a seguir:

31 de dezembro F - 59

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2007 2006

Plano Plano previdenciário Assistencial Total Total

Plano de benefícios – Planos I e II (BD) - COPEL 126.856 361.151 488.007 618.587 Plano de benefícios – Compagas (BD) 241 1.287 1.528 1.193

127.097 362.438 489.535 619.780

Plano de benefícios – Plano III (CV) - empregados 7.162 7.162 2.626

134.259 362.438 496.697 622.406

Plano previdenciário e assistencial – passivo circulante 42.286 133.635 Plano previdenciário e assistencial – exigível a longo prazo 454.411 488.771

A posição de ambos os planos é a seguinte:

31 de dezembro

2007 2006

Plano Plano previdenciário assistencial Total Total

Obrigações total ou parcialmente cobertas 2.518.605 476.830 2.995.435 2.702.481 Valor justo dos ativos do plano (3.255.449 ) (114.392) (3.369.841) (2.927.303 ) (Ganhos) perdas atuariais a amortizar 863.941 863.941 851.590

Saldo total da obrigação atuarial 127.097 362.438 489.535 626.768

A avaliação atuarial dos planos de benefícios definidos é calculada pelo método do crédito unitário projetado. O ativo líquido do plano de benefícios é avaliado pelos valores de mercado (marcação a mercado).

A partir do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, a Companhia optou por não diferir ganhos e perdas atuariais futuros apurados no plano assistencial, passando a reconhecê-los imediatamente na demonstração de resultado.

Em 31 de dezembro de 2007, o saldo dos valores acumulados do plano de contribuição definida era R$ 1.044.835 (2006 - R$ 746.459).

Em 2007, 2006 e 2005 as despesas incorridas com os planos previdenciário e assistencial foram:

Exercício encerrado em 31 de dezembro de F - 60

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2007 2006 2005

Plano Plano previdenciário Assistencial Total Total Total

Despesas (receitas) pós- emprego (110.345) 38.857 (71.488) 55.031 65.244 Despesas com empregados ativos 45.997 18.219 64.216 27.441 21.378 Subtotal (64.348) 57.076 (7.272) 82.472 86.622 Outros (6.579) (6.579) 45.214 21.378

Total (70.927) 57.076 (13.851) 127.686 108.000

As hipóteses atuariais aplicadas nos cálculos de obrigações e custos para 2007 e 2006 foram as seguintes (percentuais):

2007 2006

(i) (ii) (i) (ii)

Taxa de desconto 11,35 6,00 11,30 6,00 Taxa de crescimento salarial 7,15 2,00 7,10 2,00 Retorno esperado sobre os ativos do plano 11,35 6,00 11,30 6,00 Inflação 5,05 5,00

(i) Com inflação (ii) Sem inflação

Número de participantes e beneficiários (não auditado)

31 de dezembro de 2007 Plano Plano previdenciário Assistencial

Número de participantes ativos 8.305 8.164 Número de participantes inativos 6.458 6.429 Número de dependentes 21.319

14.763 35.912

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Movimentação do passivo atuarial – plano previdenciário

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006

Obrigação com benefícios no início do exercício 2.239.135 2.051.510 Custo do serviço 14.279 7.256 Custo de juros 243.845 369.367 Contribuições dos empregados 327 233 Ganhos (perdas) atuariais 207.330 (16.549) Benefícios pagos (186.312) (172.682)

Obrigação com benefícios no fim do exercício 2.518.605 2.239.135 Movimentação do ativo atuarial – plano previdenciário

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006

Valor justo do ativo do plano no início do exercício 2.906.979 2.408.686 Retorno efetivo dos ativos do plano 324.401 320.678 Contribuições dos empregados 327 233 Contribuições da Companhia 46.312 76.288 Ganho atuarial 163.742 273.776 Benefícios pagos (186.312) (172.682)

Valor justo do ativo do plano no fim do exercício 3.255.449 2.906.979

Custos estimados

Os custos periódicos líquidos estimados dos planos para 2008 são os seguintes:

2008

Plano Plano previdenciário Assistencial Total

Custo do serviço corrente 15.989 1.492 17.481 Custo estimado de juros 282.252 52.527 334.779 Retorno esperado dos ativos do plano (363.364) (12.372) (375.736 ) Reduções / liquidações esperadas 81.558 81.558 Contribuições estimadas dos empregados (326) (326 ) Amortização de ganhos e perdas (43.097) (43.097 )

Total estimado (26.988) 41.647 14.659 F - 62

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23 Patrimônio Líquido

(a) Capital social

Em 3 de maio de 2006, a Companhia aumentou seu capital em R$ 395.000 com montantes anteriormente contabilizados como reserva para investimentos.

Em 31 de dezembro de 2007, o capital social era de R$ 4.460.000 (2006 – R$ 3.875.000), mantidos, conforme registrado, pelos seguintes acionistas principais:

Ações preferenciais Ações Acionista ordinárias % Classe A % Classe B % Total %

Estado do Paraná 85.028.598 58,6 13.639 0,0 85.042.237 31,1 BNDESPAR 38.298.775 26,4 27.282.006 21,3 65.580.781 24,0 Eletrobrás 1.530.774 1,1 1.530.774 0,6 Custódia em bolsa (Brasil) 15.3 01.660 10,6 125.588 31,5 69.066.153 53,9 84.493.401 30,9 Custódia em bolsa (ADRs) 4.311.133 2,9 31.657.854 24,6 35.968.987 13,0 Custódia em bolsa (Latibex) (i) 87.738 0,1 87.738 0,0 Prefeituras 184.292 0,1 14.711 3,7 199.003 0,1 Outros 375.848 0,3 258.043 64,8 118.563 0,1 752.454 0,3

Total 145.031.080 100,0 398.342 100 128.225.953 100,0 273.655.375 100,0

(i) Mercado de valores Latino-Americanos em Euros, associado à Bolsa de Valores de Madri.

Em 6 de agosto de 2007, as ações da COPEL foram grupadas à razão de 1.000 para 1, com negociação em lote padrão de 100 ações e cotação unitária. Nas Assembléias Gerais, cada ação ordinária dá direito a um voto.

As ações preferenciais classe "A" não possuem direito a voto, porém detêm prioridade no reembolso do capital e direito ao recebimento de dividendos de 10% ao ano, calculados proporcionalmente ao capital social dessa classe de ações na data do balanço, ou ao recebimento de um dividendo 10% maior do que os dividendos pagos às ações ordinárias, não-cumulativos.

As ações preferenciais classe "B" também não possuem direito a voto, mas terão prioridade de dividendos anuais por ação, 10% maiores do que os dividendos pagos a ações ordinárias, depois de pagos os dividendos prioritários das ações preferenciais classe "A". Os dividendos mínimos para as ações preferenciais classe "B" são calculados com base em 25% do lucro líquido ajustado de acordo com a Lei das Sociedades Anônimas e com o estatuto da Companhia.

De acordo com o artigo 17 da Lei das Sociedades Anônimas (Lei nº. 6.404, com alterações posteriores), os dividendos atribuídos às ações preferenciais devem ser, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.

F - 63

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Em 2007 e 2006, respectivamente, nossos acionistas aprovaram a conversão de 1.298 e 4.075 ações classe A em ações classe B.

(b) Reservas de capital

31 de dezembro

2007 2006

Doações e subvenções para investimentos 702 702 Conta de Resultados a Compensar (CRC) 790.555 790.555 Outros 47.083 26.036

838.340 817.293

A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido de acordo com os PCGA no Brasil, limitada a 20% do capital social. Essa reserva pode ser utilizada apenas para aumentar o capital social ou compensar prejuízos acumulados.

A reserva para investimentos origina-se da retenção do lucro líquido remanescente após as distribuições legais e estatutárias, de forma a assegurar recursos para os programas de investimentos futuros da Companhia depois da aprovação do orçamento de investimentos de capital em assembléia geral dos acionistas.

(d) Dividendos e juros sobre o capital próprio

De acordo com o estatuto da Companhia, os dividendos são distribuídos anualmente e calculados com base no lucro líquido do exercício de acordo com os PCGA no Brasil, depois dos ajustes exigidos pela Lei das Sociedades Anônimas.

O artigo 9 da Lei nº. 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permite a dedução, para fins de imposto de renda, de juros sobre o capital próprio pagos aos acionistas contanto que tais juros sejam calculados com base na TJLP vigente no ano em que os juros foram calculados.

Conforme permitido pela CVM, a Companhia decidiu pagar juros sobre o capital próprio no valor de R$ 200.000 em 31 de dezembro de 2007 (2006 - R$ 123.000), em vez de pagar dividendos, retendo o lucro líquido restante como uma reserva para investimentos.

Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 2006 2005

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 2006 2005 Lucro líquido do exercício 1.106.610 1.242.680 502.377 Mudanças nas práticas contábeis brasileiras (72.642) Efeitos fiscais da opção de pagamento de juros sobre o (68.000 ) (41.820) (41.818) capital próprio

Lucro líquido sem os efeitos fiscais dos juros sobre o capital 1.038.610 1.128.218 460.559 próprio Reserva legal (5%) calculada sobre o lucro líquido acima (51.931 ) (56.411) (23.028)

Base de cálculo dos dividendos 98 6.679 1.071.807 437.531

Dividendos mínimos (25%) 246.670 267.952 109.383 Imposto de renda retido sobre juros sobre capital próprio (*) 21.080 12.999 12.974

Dividendo mínimo calculado considerando-se os efeitos do imposto de renda 267.750 280.951 122.357 Valor excedente ao dividendo mínimo 638

Juros sobre o capital próprio apropriados 200.000 123.000 122.995 Dividendos distribuídos 67.750 157.951

Dividendos distribuídos alocados a: Ações ordinárias 135.397 142.132 62.089 Ações Preferenciais Classe A 649 566 512 Ações Preferenciais Classe B 131.704 138.253 60.394

(*) Na parcela de juros sobre o capital próprio distribuída a acionistas isentos, não ocorre a incidência de imposto de renda na fonte, resultando em uma alíquota efetiva de 10,54% em 2007 (2006 – 10,57% e 2005 – 10,55%).

24 Reajustes Tarifários

(a) Reajuste tarifário anual - junho

Por meio da Resolução nº. 284, de 23 de junho de 2003, a ANEEL homologou as tarifas de energia elétrica aplicáveis aos consumidores finais da Companhia, estabeleceu a receita anual das instalações de conexão, fixou o valor anual da taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica e as tarifas de uso dos sistemas de distribuição.

A partir de janeiro de 2004, a Companhia decidiu reduzir para 8,2% o desconto médio oferecido aos consumidores adimplentes. Tal decisão ocasionou elevação média de 15% no valor total das faturas de energia. F - 65

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

A partir de 24 de junho de 2006, a COPEL suspendeu os descontos sobre as tarifas em vigor devido à redução nas classes de tarifa de baixa tensão causada pelo processo de realinhamento tarifário que absorveu os descontos concedidos pela Companhia a consumidores adimplentes até 23 de junho de 2006.

Em 19 de junho de 2007, a ANEEL aprovou, por meio da Resolução 479, uma redução média de 1,22% nas tarifas de fornecimento da Companhia, válida a partir de 24 de junho de 2007. Desse total, 2,24% correspondem ao reajuste tarifário anual, e -3,46% correspondem a componentes financeiros externos ao reajuste anual. Esse resultado foi devido à variação negativa de 38,65% na Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) entre o ciclo tarifário anterior e o atual e a uma parcela CVA negativa correspondente de R$ 72,2 milhões.

(b) Revisão tarifária periódica

Os contratos de concessão do serviço público de energia elétrica estabelecem que a ANEEL poderá periodicamente rever as tarifas reguladas, aumentando-as ou diminuindo-as tendo em vista mudanças na estrutura de custos e de mercado de cada concessionária, as tarifas cobradas por empresas similares nos contextos nacional e internacional, os estímulos à realização de investimentos, a eficiência e o tipo das tarifas. A próxima revisão tarifária periódica da COPEL Distribuição ocorrerá em junho de 2008.

Em 24 de junho de 2004, a ANEEL publicou por meio da Resolução nº. 146/04 o resultado final da revisão tarifária periódica da COPEL. Com base nessa resolução, o reajuste médio foi de 14,43% sobre as tarifas aprovadas pela Resolução nº. 284/2003. Esse ajuste é composto por 9,17% relativos à tarifa determinada pelo processo de revisão tarifária e 5,26% relativos à recuperação de custos dos ativos regulamentares diferidos (CVA).

A fim de controlar os níveis de inadimplência e estimular o consumo de energia elétrica no Estado do Paraná, a Companhia decidiu continuar a conceder descontos aos consumidores que pagam suas contas em dia. Assim, sobre os valores da Resolução nº. 146/04 (que inclui o ajuste de 14,43% para 2004), a Companhia concedeu um desconto médio de 12,5%.

Conseqüentemente, o aumento médio transferido para os clientes que pagam suas contas em dia, a partir de 24 de junho de 2004, foi de aproximadamente 9%. Para oferecer os mesmos descontos concedidos pela COPEL Distribuição a seus consumidores finais, a COPEL Geração também concedeu um desconto médio de 28% em 2004.

Desde 1 o. de fevereiro de 2005, o desconto médio concedido aos clientes que pagam as contas em dia foi reduzido para 8,2% sobre as tarifas permitidas pela Resolução ANEEL nº. 146/2004, o que resultou em reajuste médio de 5%.

Em junho de 2005, a ANEEL concedeu à Companhia um aumento tarifário médio de 7,8%. Esse aumento abrange uma redução de 1,25% nas tarifas de fornecimento e um aumento de 9,05% para recuperar o ativo regulamentar diferido. A Companhia manteve a política de descontos, e, desde 1 o. de

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agosto de 2005, o desconto médio oferecido aos consumidores que pagam suas contas em dia é de 6,8%.

Em junho de 2006 a ANEEL estabeleceu novas tarifas de fornecimento de energia elétrica para a COPEL, a serem aplicadas a partir de 24 de junho de 2006, levando em consideração o reajuste total de 5,12%, em média. Esse índice inclui as porcentagens do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), de 4,91%, e dos componentes financeiros externos ao reajuste anual, de 0,21%.

Em 2007, as tarifas estiveram sujeitas a revisão e realinhamento, conforme o Decreto nº. 4.667, de 4 de abril de 2003. No aumento tarifário de junho de 2007, a ANEEL concluiu a última etapa do realinhamento tarifário, que visa reduzir subsídios cruzados entre categorias de consumidores. Assim, os aumentos tarifários médios foram maiores para as categorias de alta tensão (0,94%) do que para as categorias de baixa tensão (-1,89%). Entretanto, a comparação entre as tarifas anteriores e as atuais mostra que o impacto sobre as faturas dos consumidores será negativo, de - 0,21% em média para consumidores em alta tensão e -2,04% para os consumidores em baixa tensão.

A tarifa média de fornecimento em 2007 atingiu R$ 207,48/MWh, representando queda de 3,77% em relação à tarifa em vigor no ano anterior. Essa queda resultou principalmente da redução de 1,22% nas tarifas de fornecimento imposta pela Resolução ANEEL n o. 479/2007, em vigor a partir de 24 de junho de 2007, além da variação da CVA.

A Resolução Regulamentar n o. 234/2006, que trata da revisão tarifária das concessionárias de distribuição, está atualmente sob consulta pública. Até 4 de abril de 2008, os agentes puderam apresentar suas contribuições para a melhoria das notas técnicas publicadas pela agência reguladora. De acordo com a ANEEL, as novas normas entrarão em vigor no segundo ciclo da revisão tarifária da COPEL, que está atualmente em andamento, de modo que essa revisão possa ser definitiva.

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25 Receitas Operacionais

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Vendas de eletricidade a consumidores finais Residencial 1.900.134 1.884.064 1.856.980 Industrial 1.934.060 1.751.728 1.649.222 Comercial 1.242.648 1.172.065 1.092.912 Rural 247.120 242.533 242.188 Poder público 177.950 175.709 168.008 Iluminação pública 137.730 141.386 144.214 Serviço público 134.310 132.637 122.359 Parcela de ajuste de encargos de rede (6.105 )

5.767.847 5.500.122 5.275.883

Vendas de eletricidade a distribuidores Contratos iniciais 60.801 40.234 39.642 Contratos bilaterais 515.656 457.843 389.605 Leilões – CCEAR 721.899 634.884 435.588 Vendas - CCEE 69.239 158.015 85.102

1.367.595 1.290.976 949.937

Uso da rede principal de transmissão Rede elétrica 173.035 135.021 132.463 Rede básica 141.663 148.570 135.361 Rede de conexão 764 182 172 Parcela de ajuste de encargos de rede (18.666 )

296.796 283.773 267.996

Outras receitas 487.856 346.455 307.482

7.920.094 7.421.326 6.801.298

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26 ICMS sobre vendas e encargos

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Impostos sobre vendas ICMS 1.507.882 1.428.729 1.373.494 PIS 91.280 98.775 79.883 COFINS 415.162 448.539 361.509 Outros impostos 2.571 1.651 1.351

2.016.895 1.977.694 1.816.237

Encargos regulamentares Conta de Consumo de Combustível (CCC) 179.071 278.052 199.615 Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) 184.294 165.676 152.707 Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (PEE) 56.347 52.265 46.771

419.712 495.993 399.093

Outros encargos Reserva Global de Reversão (RGR) 61.105 57.927 63.817 Encargos de capacidade emergencial 92 1.011 82.404 Outras deduções 164 86 136

61.361 59.024 146.357

2.497.968 2.532.711 2.361.687

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27 Despesas Operacionais

(a) Eletricidade adquirida para revenda

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Eletrobrás (Itaipu) 385.359 335.351 464.423 Furnas Centrais Elétricas S.A. – Leilão 280.608 262.389 174.447 CIEN 111.193 227.389 309.334 Renegociação contratual - CIEN (100.862) Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Leilão 256.302 152.604 122.819 Outras concessionárias - Leilão 211.218 145.268 87.139 Companhia Energética de São Paulo – Leilão 93.949 87.664 46.233 Itiquira Energética S.A. 98.175 87.658 80.684 Dona Francisca Energética S.A. 51.536 49.638 48.443 CVA (52.250) 45.204 43.175 CCEE 45.100 19.293 28.055 Foz do Chopim Energética Ltda. 23.530 Outras concessionárias 49.089 27.286 8.048

1.429.417 1.439.744 1.436.330

(b) Despesas com pessoal

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Remunerações 451.156 441.791 415.419 Encargos sociais 144.643 146.955 138.701 Auxílio alimentação e educação 45.675 42.535 35.575 Indenizações e rescisões trabalhistas, líquidas de reversões 8.293 8.063 2.669 Participação nos lucros 54.254 52.028 32.294 Transferências para construção em curso (54.304) (49.487) (58.203)

649.717 641.885 566.455

Em 1996, a Companhia implantou um programa de participação dos empregados nos lucros, desde que certas metas operacionais e financeiras previamente acordadas fossem atingidas. Em 2007, 2006 e 2005, o montante dessa participação foi de R$ 54.524, R$ 52.028 e R$ 32.394, respectivamente.

Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, o montante total de remunerações pago à administração foi de R$ 8.778 (2006 – R$ 8.802).

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Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Compra de gás para revenda 132.726 177.459 142.129 Compra de gás e combustíveis para geração de energia (8.954) 17.536 62.070 Matérias-primas e insumos para geração de energia – renegociação com a Petrobras (298.115) Combustíveis e peças para veículos 24.663 24.525 21.531 Materiais para uso no sistema elétrico 12.892 21.870 18.723 Outros 25.663 21.706 22.376

186.990 (35.019) 266.829

Como descrito na Nota 15(b), devido ao acordo celebrado com a Petrobras, a Companhia contabilizou em 2006 um desconto de R$ 298.115 concedido pela Petrobras sobre o valor originalmente faturado de compras de gás.

28 Receitas (Despesas) Financeiras Líquidas

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Receitas financeiras Descontos obtidos 283.198 Renda de aplicações temporárias de disponibilidades 144.357 146.173 107.036 Encargos moratórios 46.477 71.485 68.897 Juros e comissões 76.062 75.680 113.142 Correção monetária 91.464 43.994 18.862 Outras receitas financeiras 37.657 108.673 88.342

396.017 729.203 396.279 Despesas financeiras Juros sobre empréstimos e financiamentos (230.203) (252.377 ) (217.787) Variações monetárias e cambiais líquidas (8.431) (33.608 ) 53.099 Perdas com contratos de swap (41.952) Multas contratuais - Compagas (190.940) Outras despesas financeiras (137.140) (148.525 ) (99.700)

(375.774) (434.510 ) (497.280)

20.243 294.693 (101.001)

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29 Lucro Não Operacional

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Receitas não operacionais Ganhos com a venda de bens e direitos 737 770 4.676 Ganhos com a alienação de bens e direitos - 3.585 5.684 Outras receitas não operacionais 128 490 (394)

865 4,845 9,966

Despesas não operacionais Perdas em estudos e projetos (a) (29.878) - - Perdas na alienação de bens e direitos (13.972) (10.083) (16.476) Participação na UEG Araucária Ltda. - (16.364) - Reversão de provisão para deterioração de incentivos fiscais 12.789 - - Outras despesas não operacionais (913) (1.375) (4.136)

(31.974) (27.822) (20.612)

(31.109) (22.977) (10.646)

a) Perdas em estudos e projetos

O valor de R$ 29.878 refere-se a despesas com inventário de rios e estudos de viabilidade de usinas que não foram aprovados pela ANEEL. Nos termos da legislação aplicável, apenas as despesas com estudos e projetos que foram aprovados por auditoria técnica da ANEEL fazem jus a reembolso.

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30 Transações com Partes Relacionadas

A Companhia manteve transações com partes relacionadas não consolidadas, incluindo a venda de energia elétrica. As tarifas cobradas foram aprovadas pela ANEEL, e os valores faturados não foram considerados relevantes para fins de divulgação.

Saldos em 31 de dezembro de 2007

Ativo circulante Realizável a longo prazo Passivo circulante Exigível a longo prazo

Conta de ICMS a ICMS a ICMS a ICMS a Resultados receber Conta de receber Emprésti pagar receber a Resultados a mos e Empréstimos Debêntures Compensar Outros Compensar Outros Fornece- financia Fornece- e financia- (CRC) ativos (CRC) ativos dores mentos Debêntures dores mentos

Acionistas Governo do Estado do Paraná 40.509 59.062 20.511 1.209.853 56.522 44.536 (126.322) (12.640)

BNDES (6.328) (3.228) (19.029 ) (269.314)

Eletrobrás (74.090) (43.101) (367.540 )

Afiliadas e partes relacionadas Dona Francisca Energética S.A. (4.567)

Petrobras Gás S.A. 19.550 (21 .031) (190.394)

40.509 78.612 20.511 1.209.853 56.522 44.536 (99.688) (49.429) (3.228) (126.322) (190.394) (386.569 ) (269.314 ) (12.640)

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Saldos em 31 de dezembro de 2006

Ativo circulante Realizável a longo prazo Passivo circulante Exigível a longo prazo

Conta de ICMS a Conta de ICMS a Resultados receber Resultados Emprésti- Emprésti- pagar a a mos e mos e Debêntures Compensar Outros Compensar ICMS a Fornece- financia- ICMS a Fornece- financia- (CRC) ativos (CRC) receber dores mentos Debêntures pagar dores mentos

Acionistas Governo do Estado do Paraná 35.205 11.166 151.115 1.158.898 28.781 (116.032) (11.501) BNDES (6.418) (15.951) (25.725) (262.550) Eletrobrás (71.874) (47.558) (404.610)

Afiliadas e partes relacionadas Braspower International Engineering S/C Ltda. 1.181 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. (4.138) Dona Francisca Energética S.A. (4.413) Dutopar Participações Ltda. (65) Petrobras Gás S.A. 21.865 (37.871) (170.451) Domino Holding S.A. 1.975

35.205 11.166 176.136 1.158.898 28.781 (118.361) (53.976) (15.951) (116.032) (170.451) (430.335) (262.550) (11.501)

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Transações - Exercício encerrado em 31 de dezembro

2007 2006 2005

Energia e Receitas Energia e Receitas Energia e Receitas gás Finan- Outras gás Outras gás Finan- Outras Receitas adquiridos ceiras e receitas e Receitas adquiridos financeiras e receitas e Receitas adquiridos ceiras e receitas e operacio- para operacio- para operacio- para nais ICMS revenda (despesas) (despesas) nais ICMS revenda (despesas ) (despesas) nais ICMS revenda (despesas) (despesas )

Acionistas Governo do Estado do Paraná 94.284 (1.507.882) 175.027 6.000 71.044 (1.428.729) 119.036 6130 (1.373.494 ) 90.765 367 BNDES (2.398) (3.645 ) (4.532) BNDESPAR (27.378) (24.686 ) (5.754) Eletrobrás 385.359 (45.741) (335.351) (44.640 ) (464.423) (32.163)

Afiliadas e partes relacionadas Braspower International Engineering S/C Ltda. 441 Dona Francisca Energética S.A. 51.536 (49.638) (48.443) Dutopar Participações Ltda. (314) (812 ) Foz do Chopim Energética Ltda. (1.568) (23.530) 1.683 (836 ) Petrobras Gas S.A. 79.144 (132.510 ) 21.865 (177.459) (267) (142.129) (315 ) Petrobras Gas S.A. - renegociação 29.903 298.115 Sercomtel S.A. Telecomunicações 835

173.428 (1.507.882) 334.288 99.510 6.000 92.909 (1.428.729) (264.333) 46.065 3.981 835 (1.373.494 ) (678.525) 49.999 (1.155 )

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

As transações mais significativas com nossos acionistas estão resumidas a seguir:

Governo do Estado do Paraná

A Companhia tem contas a receber do Governo do Estado do Paraná, o qual possui 58,6% das ações ordinárias da Companhia, sob o Acordo da CRC, no montante de R$ 1.250.362 e R$ 1.194.103 (incluindo contas a receber de CRC no ativo circulante e no realizável a longo prazo), em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente. O saldo em aberto está sujeito a juros anuais de 6,65% e é ajustado de acordo com o índice de inflação IGP-DI. A Companhia registrou receita de juros e correção monetária de R$ 167.526, R$ 119.036 e R$ 90.765 em 2007, 2006 e 2005, respectivamente.

BNDES Participações S.A. - BNDESPAR

A BNDESPAR possui 26,4% das ações ordinárias da Companhia. A BNDESPAR é subsidiária integral do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e tem o direito de indicar dois membros do Conselho de Administração. A Companhia tinha empréstimos com o BNDES no montante de R$ 25.357 e R$ 32.143 em 31 de dezembro de 2007 e de 2006, respectivamente. A Companhia registrou despesa de juros de R$ 2.398, R$ 3.645 e R$ 4.532 em 2007, 2006 e 2005, respectivamente.

Em fevereiro de 2005, a ELEJOR emitiu 1.000 debêntures conversíveis em duas séries no valor de R$ 255.626, indexadas pela TJLP mais um spread de 4% a.a. As debêntures emitidas pela ELEJOR foram adquiridas pela BNDESPAR. O saldo dessas debêntures era de R$ 272.542 e R$ 278.501em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente.

Eletrobrás

A Eletrobrás possui 1,1% das ações ordinárias da Companhia. A COPEL adquiriu eletricidade para revenda da Eletrobrás (Itaipu) no total de R$ 385.359, R$ 335.351 e R$ 464.423 em 2007, 2006 e 2005, respectivamente. A Companhia tinha contas a pagar no montante de R$ 74.090 e R$ 71.874 em 31 de dezembro de 2007 e de 2006, respectivamente. Além disso, a Companhia tinha empréstimos com a Eletrobrás no montante de R$ 410.641 e R$ 452.168 em 31 de dezembro de 2007 e de 2006, respectivamente. A Companhia registrou despesa de juros de R$ 45.471, R$ 44.640 e R$ 32.163 em 2007, 2006 e 2005, respectivamente.

A Eletrobrás detém ações preferenciais resgatáveis da ELEJOR, incluindo juros e correção monetária pelo IGP-M mais juros de 12% a.a. O resgate terá início em 24 meses depois da operação da ELEJOR, em 32 parcelas trimestrais.

A Companhia realizou uma variedade de transações com suas afiliadas e outras partes relacionadas, sendo as mais significativas as seguintes:

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Braspower International Engineering S/C Ltda.

Empregados da Companhia também prestam serviços à Braspower International Engineering S/C Ltda., razão pela qual a COPEL recebeu reembolso de despesas no valor de R$ 441 em 2005. A Companhia contabilizou crédito em outros ativos no valor de R$ 1.181 em 31 de dezembro de 2006.

Dona Francisca Energética S.A.

Em 2007, 2006 e 2005, a Companhia comprou energia da Dona Francisca Energética S.A., totalizando R$ 51.536, R$ 49.638 e R$ 48.443, respectivamente. A Companhia tinha contas a pagar no montante de R$ 4.567 e R$ 4.413 em 31 de dezembro de 2007 e de 2006, respectivamente. A Companhia concedeu garantias a sua afiliada Dona Francisca Energética S.A. sob os empréstimos obtidos do Banco Inter-Americano de Desenvolvimento - BID (garantidos por suas ações do capital da afiliada) e ao BNDES, proporcionalmente à participação da Companhia no capital de Dona Francisca. Em 31 de dezembro de 2007 e 2006, o saldo de empréstimos e financiamentos era de R$ 139.002 e R$ 158.891, respectivamente.

Dutopar Participações Ltda. - Dutopar

A Dutopar é acionista da Compagas e cedeu empregados à Companhia, pelos quais recebeu reembolso de despesas no valor de R$ 314 e R$ 812 em 2006 e 2005, respectivamente. Em 31 de dezembro de 2006, a Companhia tinha contas a pagar de R$ 65.

Foz do Chopim Energética Ltda.

A Companhia tinha um empréstimo para Foz do Chopim, totalizando R$ 35.357 em 31 de dezembro de 2005, em relação ao qual registrou receita de juros de R$ 2.519 em 2005. A Companhia rescindiu o contrato de compra de energia com a Foz do Chopim Energética por meio do termo de transação e quitação assinado em 23 de outubro de 2006. Durante 2005, as compras de energia da Foz do Chopim totalizaram R$ 23.530. A COPEL registrou despesas financeiras em relação a multas sobre as compras de energia no valor de R$ 1.568 e R$ 836 em 2006 e 2005, respectivamente

Petrobras

A Petrobras Gás S.A. é controlada pela Petrobras S.A. e é acionista da Compagas. A Compagas tem um contrato de compra de gás com a Petrobras Gás S.A. Em 2007, 2006 e 2005, as compras de gás da Petrobras Gás S.A. totalizaram R$ 132.510, R$ 177.459 e R$ 142.129, respectivamente. A Companhia tinha contas a pagar no montante de R$ 211.425 e R$ 208.322 em 31 de dezembro de 2007 e de 2006, respectivamente. Conforme descrição na Nota 15(a), devido ao acordo celebrado com a Petrobras, um desconto de R$ 298.115 sobre o valor originalmente faturado foi reconhecido em 31 de dezembro de 2006.

Sercomtel S.A. - Telecomunicações

A Companhia arrendava fibras óticas para a Sercomtel S.A. Telecomunicações. A receita contabilizada durante 2005 totalizou R$ 835. F - 77

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 Instrumentos Financeiros

A administração da Companhia, por meio de uma política de derivativos, realizou operação de swap de taxas de juros entre moedas com o objetivo de proteger-se dos efeitos de variações das taxas de câmbio sobre a exposição de passivos indexados ao dólar norte-americano. O contrato de swap foi liquidado em 29 de maio e 1 o. de junho de 2006, e o montante de R$ 22.423 foi registrado como receita em 2006 (2005 – despesa de R$ 41.952). Em 2007, a Companhia não usou nenhum instrumento derivativo.

32 Subsidiárias

Os segmentos de negócios da Companhia foram representados pela COPEL S.A., empresa controladora ( holding ), e por suas subsidiárias integrais: COPEL Geração e Transmissão S.A. (Geração e Transmissão), COPEL Distribuição S.A. (Distribuição), COPEL Participações S.A. (Participações), COPEL Telecomunicações S.A. (Telecomunicações), Companhia Paranaense de Gás – COMPAGAS, Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. – ELEJOR, COPEL Empreendimentos Ltda., UEG Araucária Ltda. e Centrais Eólicas do Paraná Ltda.

A Companhia avalia e administra o desempenho dos segmentos com base nas informações geradas a partir de seus registros contábeis legais, mantidos de acordo com os PCGA no Brasil e refletidos em suas demonstrações contábeis consolidadas.

As informações sobre os ativos totais dos segmentos em 31 de dezembro de 2007 e de 2006, de acordo com os PCGA no Brasil, são as seguintes:

31 de dezembro

2007 2006

Controladora (i) 9.061.992 8.897.302 Geração e Transmissão (ii) 4.814.581 4.848.150 Distribuição 5.170.031 4.664.685 Participações (iii) 1.245.778 1.182.314 Telecomunicações 228.422 222.699 Compagás 249.065 237.442 ELEJOR 694.922 700.265 COPEL Empreendimentos Ltda. (iv) 439.378 392.607 UEG Araucária 678.960 675.381 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. 4.123 Eliminações (10.227.235) (9.886.222)

Ativo total 12.360.017 11.934.623

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

(i) Inclui os investimentos nas subsidiárias integrais: COPEL Geração e Transmissão S.A. (Geração e Transmissão), COPEL Distribuição S.A. (Distribuição), COPEL Telecomunicações S.A. e COPEL Participações S.A. Esses investimentos foram eliminados no montante do ativo total.

(ii) Conforme mencionado na Nota 1(a), em 30 de novembro de 2007 a COPEL Transmissão S.A. foi cindida e seus ativos foram incorporados em parte pela COPEL Geração e Transmissão S.A. e em parte pela COPEL Distribuição S.A. Para fins de comparação, os saldos da COPEL Transmissão S.A. em 31 de dezembro de 2006 e 2005 e para os exercícios encerrados naquelas datas foram reclassificados sob a COPEL Geração e Transmissão S.A. e a COPEL Distribuição S.A.

(iii) Inclui os investimentos nas subsidiárias: Sercomtel S.A. – Telecomunicações, Sercomtel Celular S.A., Dominó Holdings S.A., Escoelectric Ltda., COPEL Amec S/C Ltda., Dona Francisca Energética S.A., Carbocampel S.A., Braspower International Engineering S/C Ltda. e Foz do Chopim Energética Ltda.. Também abrange os investimentos nas subsidiárias Compagas, ELEJOR, Centrais Eólicas do Paraná Ltda., UEG Araucária (participação de 20%) e na subsidiária integral COPEL Empreendimentos Ltda., que foram eliminados no montante do ativo total.

(iv) Abrange o investimento na subsidiária UEG Araucária Ltda. (participação de 60%), que foi eliminado no montante do ativo total.

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

As informações sobre os resultados dos segmentos em 2007, 2006 e 2005 são as seguintes:

Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007

COPEL Eliminações Geração e Telecomu Empreen- UEG Centrais e COPEL Holding Transmissão Distribuição Participações nicações Compagas dimentos Araucária ELEJOR Eólicas ajustes consolidado

Receitas operacionais Receitas de clientes externos 1.460.077 5.972.013 63.893 251.245 164.913 7.953 7.920.094 Receitas de transações com outras subsidiárias 222.088 168.698 28.905 21.874 150.085 505 (592.155) ICMS sobre vendas (43.091) (1.428.374) (9.664) (26.076) (678 ) (1.507.883) PIS sobre vendas (21.195) (62.688) (604) (4.333) (1.721 ) (1.067 ) (4) 332 (91.280) COFINS sobre vendas (97.631) (283.628) (2.789) (19.955) (7.926 ) (4.747 ) (15) 1.529 (415.162) Encargos Regulamentares (15.565) (401.839) (812 ) (1.496 ) (419.712) Outros encargos e deduções sobre as vendas (40.136) (22.561) (1.091) (143) (63.931)

Receitas operacionais líquidas 1.464.547 3.941.621 78.650 222.612 154.454 150.050 486 (590.294) 5.422.126

Despesas operacionais (209.180) (651.924) (3.093.488) (5.769) (75.279) (153.525) (15 ) (133.735 ) (81.949 ) (277) 590.294 (3.814.846)

Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação nos resultados de coligadas (209.180) 812.623 848.133 (5.769) 3.371 69.087 (15 ) 20.719 68.101 210 1.607.280

Receitas financeiras 90.891 93.378 255.749 27.952 2.088 6.877 721 7.517 10.118 21 (99.295) 396.017 Despesas financeiras (193.807) (56.010) (148.139) (306) (473) (3.794) (1.370 ) (933 ) (70.235 ) (2) 99.295 (375.774) Receitas (despesas) financeiras líquidas (102.916) 37.368 107.610 27.646 1.615 3.083 (649 ) 6.584 (60.117 ) 19 20.243 Participação nos resultados das coligadas 1.346.837 148 43.690 12.527 (1.401.601) 1.601

Resultado operacional 1.034.741 850.139 955.743 65.567 4.986 72.170 11.863 27.303 7.984 229 (1.401.601) 1.629.124

Resultado não operacional, líquido 12.909 (31.932) (12.000) 376 (81) 1 (382) (31.109)

Lucro antes dos impostos de renda e da participação de acionistas não controladores 1.047.650 818.207 943.743 65.943 4.905 72.170 11.863 27.304 7.984 229 (1.401.983) 1.598.015 Imposto de renda e contribuição social 58.960 (210.878) (274.343) 165 (1.619) (24.284) (6.426 ) (1.873 ) (17) (460.315)

Lucro (prejuízo) antes da participação de acionistas não controladores 1.106.610 607.329 669.400 66.108 3.286 47.886 11.863 20.878 6.111 212 (1.401.983) 1.137.700 Participação de acionistas não controladores (31.090) (31.090)

Lucro (prejuízo) líquido 1.106.610 607.329 669.400 66.108 3.286 47.886 11.863 20.878 6.111 212 (1.433.073) 1.106.610

Depreciação e amortização (i) (128.951) (191.704) (34) (26.938) (347.627) Investimentos de capital (71.839) (379.186) (22) (30.647) (13.364) (915 ) (457 ) (496.430)

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Conforme mencionado na Nota 1(a), em 30 de novembro de 2007 a COPEL Transmissão S.A. foi cindida e seus ativos foram incorporados em parte pela COPEL Geração e Transmissão S.A. e em parte pela COPEL Distribuição S.A. Para fins de comparação, os saldos da COPEL Transmissão S.A. em 31 de dezembro de 2006 e 2005 e para os exercícios encerrados naquelas datas foram reclassificados sob a COPEL Geração e Transmissão S.A. e a COPEL Distribuição S.A.

Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006

COPEL Eliminações Geração e Telecomu Empreen- UEG e COPEL Holding Transmissão Distribuição Participa ções nicações Compagas dimentos Araucária ELEJOR ajustes consolidado

Receitas operacionais Receitas de clientes externos 1.305.332 5.718.723 58.054 227.202 108.924 3.091 7.421.326 Receitas de transações com outras subsidiárias 197.075 170.271 30.745 79.238 108.831 (586.160 ) ICMS sobre vendas (30.539) (1.357.445) (7.746) (32.847) 233 (385) (1.428.729) PIS sobre vendas (22.793) (68.834) (578) (5.178) (651 ) (741) (98.775) COFINS sobre vendas (101.910) (313.736) (2.668) (23.850) (2.999 ) (3.376) (448.539) Encargos Regulamentares (13.843) (480.088) (988 ) (1.074) (495.993) Outros encargos e deduções sobre as vendas (37.805) (21.674) (1.193) (3) (60.675)

Receitas operacionais líquidas 1.295.517 3.647.217 76.614 244.562 104.519 106.346 (586.160) 4.888.615

Despesas operacionais 146.389 (395.245) (3.251.522) (6.398 ) (70.997) (196.170) (34) (88.665 ) (63.501) 586.245 (3.339.898)

Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação nos resultados de coligadas 146.389 900.272 395.695 (6.398 ) 5.617 48.392 (34) 15.854 42.845 85 1.548.717

Receitas financeiras 45.221 404.066 292.328 16.723 923 5.859 877 6.066 (42.860) 729.203 Despesas financeiras (174.457) (60.017) (178.725) (2.075 ) (612) (5.683) (384 ) (55.332) 42.775 (434.510) Receitas (despesas) financeiras líquidas (129.236) 344.049 113.603 14.648 311 176 493 (49.266) (85) 294.693 Participação nos resultados de coligadas 1.317.590 19.906 10.032 (1.353.715) (6.187)

Resultado operacional 1.334.743 1.244.321 509.298 28.156 5.928 48.568 9.998 16.347 (6.421) (1.353.715) 1.837.223

Resultado não operacional, líquido 395 (954) (6.360) (16.365 ) (64) 371 (22.977)

Lucro antes dos tributos sobre a renda e da participação de acionistas não controladores 1.335.138 1.243.367 502.938 11.791 5.864 48.939 9.998 16.347 (6.421) (1.353.715) 1.814.246 Imposto de renda e contribuição social (92.458) (330.161) (113.747) (1.633 ) (1.134) (18.918) 373 (557.678)

Lucro (prejuízo) antes da participação de acionistas não controladores 1.242.680 913.206 389.191 10.158 4.730 30.021 9.998 16.720 (6.421) (1.353.715) 1.256.568 Participação de acionistas não controladores (13.888) (13.888)

Lucro (prejuízo) líquido 1.242.680 913.206 389.191 10.158 4.730 30.021 9.998 16.720 (6.421) (1.367.603) 1.242.680

Depreciação e amortização (i) (124.810) (177.117) (34 ) (26.938) (6.688) (26.679 ) (10.128) (372.394) Investimentos de capital (126.844) (346.122) (5 ) (30.349) (10.776) (91.644) (605.740)

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Conforme mencionado na Nota 1(a), em 30 de novembro de 2007 a COPEL Transmissão S.A. foi cindida e seus ativos foram incorporados em parte pela COPEL Geração e Transmissão S.A. e em parte pela COPEL Distribuição S.A. Para fins de comparação, os saldos da COPEL Transmissão S.A. em 31 de dezembro de 2006 e 2005 e para os exercícios encerrados naquelas datas foram reclassificados sob a COPEL Geração e Transmissão S.A. e a COPEL Distribuição S.A.

Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005

Eliminações Geração e Telecomu e COPEL Holding Transmissão Distribuição Participações nicações Compagas ELEJOR ajustes consolidado

Receitas operacionais Receitas de clientes externos 987.475 5.573.941 57.075 181.438 1.369 6.801.298 Receitas de transações com outras subsidiárias 450.909 142.717 26.491 72.127 30.483 (722.727 ) ICMS sobre vendas (17.252) (1.323.790 ) (7.271 ) (25.181) (1.373.494) PIS sobre vendas (17.985) (58.315 ) (543 ) (2.833) (207) (79.883) COFINS sobre vendas (87.868) (257.126 ) (2.507 ) (13.052) (956) (361.509) Encargos Regulamentares (11.103) (387.683 ) (307) (399.093) Outros encargos e deduções sobre as vendas (43.710) (102.863 ) (998 ) (1.326) 1.189 (147.708)

Receitas operacionais líquidas 1.260.466 3.586.881 72.247 211.173 30.382 (721.538 ) 4.439.611

Despesas operacionais (36.582) (764.626) (3.294.628 ) (5.341) (64.226 ) (159.191) (16.511) 721.094 (3.620.011)

Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação nos resultados de coligadas (36.582) 495.840 292.253 (5.341) 8.021 51.982 13.871 (444 ) 819.600

Receitas financeiras 15.199 106.573 238.810 41.865 1.218 3.732 2.143 (13.261 ) 396.279 Despesas financeiras (119.792) (239.158) (129.253 ) (811) (428 ) (6.518) (15.028) 13.708 (497.280) Receitas (despesas) financeiras líquidas (104.593) (132.585) 109.557 41.054 790 (2.786) (12.885) 447 (101.001) Participação nos resultados de coligadas 635.163 25.559 (651.674 ) 9.048

Lucro operacional 493.988 363.255 401.810 61.272 8.811 49.196 986 (651.671 ) 727.647

Resultado não operacional, líquido 187 (270) (10.560 ) 106 (99 ) (10) (10.646)

Lucro antes dos tributos sobre a renda e da participação dos acionistas não controladores 494.175 362.985 391.250 61.378 8.712 49.186 986 (651.671 ) 717.001 Imposto de renda e contribuição social 8.202 (69.910) (114.059 ) (2.606) (2.964 ) (16.528) (335) (198.200)

Lucro antes da participação dos acionistas não controladores 502.377 293.075 277.191 58.772 5.748 32.658 651 (651.671 ) 518.801 Participação dos acionistas não controladores (16.424 ) (16.424)

Lucro líquido 502.377 293.075 277.191 58.772 5.748 32.658 651 (668.095 ) 502.377

Depreciação e amortização (i) (123.093) (170.426 ) (39) (26.495 ) (5.119) (3.734) (328.906) Investimentos de capital (107.917) (311.999 ) (23.450 ) (9.916) (191.958) (645.240) (i) O montante total de depreciação e amortização descrito acima está classificado em despesas operacionais. F - 82

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33 Eventos Subseqüentes

(a) Alterações na Legislação Societária Brasileira

Em 28 de dezembro de 2007, foi promulgada a Lei nº. 11.638, que altera, revoga e introduz novos dispositivos à Lei das Sociedades Anônimas, especialmente quanto ao capítulo sobre divulgação e preparação de demonstrações contábeis. Alguns desses dispositivos alteraram, entre outros aspectos, os critérios para reconhecimento e avaliação de ativos e passivos. Essas alterações estão em vigor para períodos encerrados em 1º. de janeiro de 2008 ou após essa data.

O principal objetivo dessa nova lei é atualizar a legislação societária brasileira para possibilitar a convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil com aquelas constantes nas normas internacionais de contabilidade (IFRS) e permitir que novas normas e procedimentos contábeis sejam expedidos pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM) em consonância com os padrões internacionais de contabilidade.

Embora essa lei já esteja em vigor, algumas alterações introduzidas por ela precisam ser regulamentadas. Durante o período de transição em que as normas ainda não estiverem editadas, a CVM, pela Instrução nº. 469, facultou sua aplicação integral nas informações contábeis trimestrais de 2008 e determinou a aplicação compulsória de alguns dispositivos (artigos 3º. ao 14º.).

Com base nisso, a Administração da Companhia efetuou avaliação dos possíveis impactos da nova lei, especificamente dos artigos 3º ao 14º da Instrução CVM nº. 469, e não identificou ajustes relevantes a serem registrados nas informações contábeis relativas ao trimestre findo em 31 de março de 2008.

Para os demais dispositivos da nova lei, a administração optou pelo registro contábil dos respectivos impactos, se houver, durante o exercício de 2008, tão logo as novas normas sejam editadas.

Um resumo da avaliação preliminar realizada pela administração sobre a aplicação dos dispositivos da nova lei é apresentado abaixo:

(i) Aplicação compulsória dos artigos 3º. a 14º. da Instrução CVM nº. 469/2008 a partir de 1º.01.2008:

Mudanças introduzidas pela Lei 11.638/2007 Impactos sobre a Companhia Deverão ser classificadas na Demonstração de A Companhia já adota essa prática em Resultado do Exercício as participações de suas Demonstrações Contábeis debêntures, de empregados e administradores, Consolidadas no que tange a participação mesmo na forma de instrumentos financeiros, e de de empregados e de instituições ou instituições ou fundos de assistência ou previdência fundos de assistência ou previdência de de empregados, que não se caracterizem como empregados. despesa.

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As companhias abertas deverão divulgar Não se aplica à Companhia. informações sobre remuneração baseada em ações em suas demonstrações contábeis de acordo com as orientações contidas no item 25.10 do Ofício Circular CVM/SNC/SEP nº. 1, de 14 de fevereiro de 2007, enquanto a CVM não emitir norma específica regulando essa matéria. Introdução do conceito de ajuste a valor presente A Companhia efetuou análise de suas para as operações ativas e passivas de longo prazo contas, considerando a introdução desse e para as relevantes de curto prazo. conceito, e não identificou valores relevantes a serem contabilizados em períodos futuros. Revogação da possibilidade de registrar: Não se aplica à Companhia. (i) prêmio recebido na emissão de debêntures; e (ii) doações e subvenções para investimento (incluindo incentivos fiscais) diretamente como reservas de capital em conta de patrimônio líquido. Assim, as doações e as subvenções para investimento passarão a ser registradas no resultado do exercício. Para evitar a distribuição como dividendos, o montante das doações e subvenções poderá ser destinado, após transitar pelo resultado, a uma reserva de incentivos fiscais. Eliminação da reserva de reavaliação. Os saldos A controlada em conjunto Dominó existentes nas reservas de reavaliação deverão ser Holdings e as coligadas Sercomtel mantidos até sua efetiva realização ou estornados Telecomunicações e Sercomtel Celular até o fim do exercício social em que a lei entrar em possuem saldos referentes à reserva de vigor. reavaliação que são excluídos para fins de equivalência e consolidação para adequação das práticas contábeis dessas empresas às da empresa controladora. Fica dispensada a apresentação da nota explicativa Não se aplica à Companhia. de reconciliação referida no inciso III do § 2º. do artigo 5º. da Instrução CVM nº. 331, de 4 de abril de 2000, para as companhias patrocinadoras de programa de certificados de depósito de valores mobiliários (BDR) cujas demonstrações contábeis, no país de origem ou divulgadas em mercado externo para fins de registro, sejam elaboradas adotando-se as normas contábeis internacionais emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB .

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Requerimento de que os ativos e passivos da Não se aplica à Companhia. companhia a ser incorporada em decorrência de transações que envolvam incorporação, fusão ou cisão entre partes independentes resultando em transferência de controle sejam contabilizados pelo seu valor de mercado. Eliminação do parâmetro de relevância para ajuste Não se aplica à Companhia. do investimento em coligadas e controladas pelo método de equivalência patrimonial e substituição do parâmetro de 20% do capital social da investida para 20% do capital votante da investida. Alterações no art. 5º. da Instrução CVM nº. 331, de 4 Não se aplica à Companhia. de abril de 2000, a qual dispõe sobre o registro de companhia para emissão e negociação de certificado de depósito de valores mobiliários – Programas de BDRs Níveis II e III com lastro em valores mobiliários de emissão de companhias abertas ou assemelhadas com sede no exterior.

(ii) Aplicação dos demais dispositivos da nova lei, que, por opção da Companhia, será registrada nas demonstrações contábeis, se houver impacto relevante, durante o exercício de 2008:

Mudanças introduzidas pela Lei 11.638/2007 Impactos sobre a Companhia Substituição da demonstração das origens e A Companhia já apresenta essa aplicações de recursos pela demonstração dos demonstração em atendimento às fluxos de caixa. exigências da ANEEL. Inclusão da Demonstração do Valor Adicionado, A Companhia já apresenta essa aplicável a companhias de capital aberto, que demonstração em atendimento às demonstra o valor adicionado pela Companhia e a exigências da ANEEL. composição da origem e da alocação de tais valores. Possibilidade de manter separadamente a A Companhia aguarda regulamentação escrituração das transações para atender à dessa matéria e a manifestação das legislação tributária e, na seqüência, os ajustes autoridades fiscais. necessários para adaptação às práticas contábeis. Criação de novo subgrupo de contas, intangível, que A Companhia reclassificará o montante inclui ágio, para fins de apresentação no balanço de R$ 4.783 referente ao saldo de ágio patrimonial. Essa conta registrará os direitos a bens registrado na aquisição de investimentos incorpóreos destinados à manutenção da Companhia em coligadas, atualmente contabilizado ou exercidos com essa finalidade, inclusive o fundo no grupo de investimentos, para o grupo de comércio adquirido. intangível.

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Obrigatoriedade do registro no ativo imobilizado dos Não se aplica à Companhia. direitos a bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia, inclusive os decorrentes de operações que transfiram à Companhia os benefícios, os riscos e o controle desses bens (exemplo: “leasing” financeiro). Modificação do conceito para valores registrados no A Companhia está aguardando a diferido. Somente deverão ser registrados as regulamentação dessa matéria a ser despesas pré-operacionais e os gastos de editada para avaliar os eventuais reestruturação que contribuam, efetivamente, para o impactos. aumento do resultado de mais de um exercício social e que não configurem tão somente uma redução de custos ou um ganho de eficiência operacional. Obrigatoriedade de a Companhia analisar, A Companhia já adota essa prática. A periodicamente, a capacidade de recuperação dos maioria dos bens integrantes do ativo valores registrados no ativo imobilizado, intangível e imobilizado da Companhia e suas diferido, com o objetivo de assegurar que: controladas é vinculada à concessão, e, (i) a perda por não-recuperação desses ativos seja de acordo com os contratos de registrada como resultado de decisões para concessão assinados pela Companhia descontinuar as atividades relativas a esses ativos como concessionária de serviço público, ou quando há evidência de que os resultados das quaisquer valores residuais desses bens operações não serão suficientes para assegurar a na entrega da concessão têm garantia de realização desses ativos; e indenização. Esse fato reduz (ii) o critério utilizado para determinar a estimativa de significativamente o risco de impacto vida útil remanescente de tais ativos com o objetivo sobre as demonstrações contábeis de registrar depreciação, amortização e exaustão relativo à recuperação dos ativos. seja revisado e ajustado. Criação de um novo subgrupo de contas, A Companhia aguardará a denominado ajustes de avaliação patrimonial, no regulamentação a ser editada e patrimônio líquido, para permitir o registro de simultaneamente contratará empresa determinadas avaliações de ativos a preços de especializada em avaliações financeiras mercado, principalmente instrumentos financeiros; o para auxiliar no levantamento de registro de variação cambial sobre investimentos eventuais impactos nas demonstrações societários no exterior avaliados pelo método de contábeis de 2008. Considerando que a equivalência patrimonial (até 31 de dezembro de COPEL está sujeita à Lei de Licitações, 2007, essa variação cambial era registrada no por ser empresa de economia mista, esse resultado do exercício); e os ajustes dos ativos e processo será conduzido durante o ano. passivos a valor de mercado, em razão de fusões e incorporações ocorridas entre partes não relacionadas que resultem em efetiva transferência de controle.

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Exigência de que todos os instrumentos financeiros, A Companhia aguardará a inclusive derivativos, sejam registrados: regulamentação a ser editada e (i) pelo seu valor de mercado ou valor equivalente, simultaneamente contratará empresa quando se tratar de aplicações destinadas à especializada em avaliações financeiras negociação ou disponíveis para venda; e para auxiliar no levantamento de (ii) pelo custo de aquisição ou valor de emissão, eventuais impactos nas demonstrações atualizado conforme disposições legais ou contábeis de 2008. Considerando que a contratuais e ajustado ao valor provável de COPEL está sujeita à Lei de Licitações, realização, quando este for inferior. por ser empresa de economia mista, esse processo será conduzido durante o próximo ano.

(b) Aquisição de participação

Em 14 de janeiro de 2008, a COPEL, por meio de sua subsidiaria integral COPEL Participações, passou a deter 45% do capital social da Dominó Holdings S.A., ao adquirir os 30% que pertenciam à Sanedo Participações Ltda. por R$ 110.226, gerando um deságio aproximado de R$ 71.350. O fundamento econômico da aquisição é a perspectiva do resultado futuro do negócio.

Em 23 de junho de 2008, a ANEEL definiu um decréscimo em nossas tarifas de 3,35 em média dos quais –7,17% relativos ao reposicionamento tarifário e 3,83% relativos aos componentes financeiros externos, de acordo com a segunda revisão periódica.

34 Informações Suplementares - Demonstração consolidada de fluxos de caixa

Os PCGA no Brasil não exigem a apresentação da demonstração dos fluxos de caixa. Essa demonstração conforme os PCGA no Brasil é apresentada como informação suplementar às demonstrações contábeis primárias e está em consonância com o Padrão de Contabilidade Internacional n o. 7, conforme mencionado na Nota 35 (a) (iii). A demonstração dos fluxos de caixa, descrevendo os fluxos de caixa das atividades operacionais, de financiamentos e de investimentos da Companhia, é apresentada a seguir:

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Fluxos de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício 1.106.610 1.242.680 502.377 Ajustes para a conciliação do lucro líquido com a geração de caixa das atividades operacionais Depreciação e amortização 422.049 372.395 328.906 Ganho (Perda) na alienação de ativo imobilizado e outros 31.381 14.721 24.336 Particip. nos resultados das coligadas e amortização de ágio 9.658 6.187 (9.048 ) F - 87

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Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Reservas e Baixa de realizável a longo prazo 250.365 90.994 85 Variações monetárias e cambiais não realizadas, líquidas 81.919 (14.751) (12.492 ) Imposto de renda e contribuição social diferidos (75.853) 123.079 (50.028 ) Participação de acionistas não controladores 31.090 13.888 16.424 Parcela de ajuste de revisão tarifária das concessionária s de transmissão (Nota 9(c)) 42.496 - - Renegociação do contrato com a CIEN (62.862) - -

Redução (aumento) dos ativos Contas a receber, líquidas (118.420) (99.007) (164.286 ) Dividendos recebidos 9.797 15.376 (779 ) Almoxarifado (751) (14.854 ) (5.958 ) Conta de Resultados a Compensar (CRC) 111.267 31.038 15.137 Ativo regulamentar diferido - 63.259 171.662 Ativo regulamentar – PIS e COFINS 3.408 37.851 (7.058 ) Impostos a recuperar 74.441 (101.752) (44.671 ) Depósitos judiciais (9.900) (55.597) 1.479 Outros ativos (21.860) 35.152 (32.167 ) Aumento (redução) dos passivos Fornecedores (25.976) (725.037) 315.047 Juros e variação monetária de empréstimos e de endividamento de longo prazo (304.804 ) (4.327 ) 13.737 Tributos sobre vendas e outros (52.618) (70.895) 68.702 Folha de pagamento e provisões trabalhistas 11.901 25.892 23.858 Plano previdenciário e assistencial (125.425) (170.584) (64.171 ) Passivo regulamentar diferido - 177 90.576 Provisões para contingências - (6.357) (4.493 ) Encargos regulamentares (18.983) 18.908 (22.855 ) Swaps de taxa de juros entre moedas - - (124.629 ) Participação de acionistas não controladores (5.469) 113.703 6.204 Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética 10.964 35.339 29.988 Outras obrigações acumuladas (17.151) (65.947) 29.220

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.357.274 911.531 1.095.103

Fluxos de caixa das atividades de investimento Aquisição da UEG Araucária, líquida de disponibilidades adquiridas (426.306) Aquisição da Centrais Eólicas do Paraná, líquida de disponibilidades adquiridas (1.393) Alienações (adições) de outros investimentos (12.953) 5.463 (2.561 ) Adições ao ativo imobilizado (516.142) (567.778) (668.866 ) Depósitos em garantia - (76.596) - Contribuições de consumidores (obrigações especiais) 48.580 43.489 39.675 Adições ao ativo intangível (4.407) (5.747) - Custo de vendas de ativo imobilizado 6.653 - - Encargos diferidos (341) (145) (752 )

Caixa líquido utilizado nas atividades de investimento (556.599) (951.024) (632.504 ) F - 88

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Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Fluxos de caixa das atividades de financiamento Empréstimos de curto prazo, líquidos Emissão de dívida de longo prazo 346.592 16.937 35.532 Pagamentos de dívida de longo prazo (99.853) (87.209) (473.319 ) Debêntures - emissões - 600.000 773.742 Pagamentos de debêntures (717.738) - (100.000 ) Dividendos pagos (juros sobre o capital próprio) (292.809) (117.997) (99.880 )

Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de financiamento (763.808) 411.731 136.075

Aumento líquido do caixa 36.867 372.238 598.674

Disponibilidades, início do exercício 1.504.004 1.131.766 533.092 Disponibilidades, fim do exercício 1.540.871 1.504.004 1.131.766

36.867 372.238 598.674

Informações suplementares sobre os fluxos de caixa Imposto de renda e contribuição social pagos 387.049 483.389 216.844 Juros pagos, líquidos do montante capitalizado 307.239 246.039 148.338

Transações que não afetam o caixa

Aquisições de negócios Ativos adquiridos, incluindo ágio 2.164 478.985 - Passivos assumidos (21) (42.422) -

Preço de aquisição pago 2.143 436.563 - Disponibilidades adquiridas (750) (10.257) -

Preço de aquisição, líquido das disponibilidades adquiridas 1.393 426.306 -

35 Resumo das Principais Diferenças entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA

(a) Descrição das diferenças nos PCGA

As políticas contábeis da COPEL estão de acordo com os PCGA no Brasil, bem como a preparação de suas demonstrações contábeis consolidadas. As Notas 2, 3 e 4 das demonstrações contábeis consolidadas resumem as políticas contábeis adotadas pela Companhia. As políticas contábeis que diferem significativamente dos princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América (os “PCGA nos EUA” ou "U.S. GAAP"), são resumidas a seguir:

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a(i) Contabilidade Suplementar de Inflação em 1996 e 1997 para os PCGA nos EUA

De acordo com os PCGA no Brasil, a contabilização da inflação foi descontinuada a partir de 1 o. de janeiro de 1996. Antes dessa data, as demonstrações sob os PCGA no Brasil incluíam ajustes de indexação que parcialmente respondiam pelo efeito da inflação sobre o ativo imobilizado, os investimentos (em conjunto denominados ativo permanente), as obrigações especiais e o patrimônio líquido, reconhecendo a despesa ou receita líquida na demonstração do resultado. No entanto, de acordo com os PCGA nos EUA, o Brasil deixou de ser tratado como um país de economia altamente inflacionária somente a partir de 1 o. de janeiro de 1998. Dessa forma, as informações financeiras para fins dos PCGA nos EUA deveriam incluir os efeitos da inflação pelo Índice Geral de Preços - Disponibilidade Interna (IGP-DI) sobre o ativo permanente. O IGP-DI foi 9,3% em 1996 e 7,5% em 1997.

Para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, o patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA foi aumentado em R$ 514.240 e R$ 699.587 em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente, devido aos reajustes inflacionários adicionais, líquidos de depreciação. Esses montantes geraram aumentos nos encargos de depreciação e amortização de R$ 158.817, R$ 156.653 e R$ 147.485 em 2007, 2006 e 2005, respectivamente (o montante de 2005 é líquido da amortização da reavaliação das obrigações especiais). a(ii) Contratos de concessão

Quando as concessões vencem sem renovação, o ativo imobilizado reverte para o governo brasileiro, e sob a legislação brasileira a COPEL faz jus ao reembolso, pelo governo brasileiro, do valor contábil segundo os PCGA no Brasil de tais ativos no momento da reversão. Sob os PCGA no Brasil, o ativo imobilizado é contabilizado pelo custo de construção ou pelo preço de aquisição e é depreciado ao longo de sua vida útil. Todos os ativos de infra-estrutura existents foram adquiridos pela COPEL, e nenhum foi recebido como resultado de contrato de concessão.

Sob os PCGA nos EUA, os saldos contábeis individuais de ativo imobilizado podem ser maiores ou menores que os saldos sob os PCGA no Brasil devido à contabilização suplementar de inflação em 1996 e 1997, à capitalização de custos de juros relativos à construção em curso, às obrigações especiais, aos custos de indenização e aos ajustes de valor justo no momento da aquisição, conforme descrito na Nota 35.a(iv) das demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2007. Sob os PCGA nos EUA, o ativo imobilizado é depreciado ao longo de sua vida útil até sucata ou valor residual no fim do período de concessão. O valor residual no vencimento do contrato de concessão é o valor contábil do ativo imobilizado segundo os PCGA no Brasil, que é igual ao montante a ser reembolsado pelo governo brasileiro naquele momento. a(iii) Demonstração de fluxos de caixa

As demonstrações de fluxos de caixas apresentadas na Nota 34 são apresentadas de acordo com os PCGA no Brasil. As normas de classificação de fluxos de caixa estabelecidas pelos PCGA no Brasil estão em conformidade com o Padrão de Contabilidade Internacional n o. 7.

a(iv) Políticas contábeis regulamentadas F - 90

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a(iv).1 Capitalização de juros relativos a construção em curso

De acordo com a contabilidade regulamentada do setor de energia brasileiro, até março de 1999 a COPEL imputou juros sobre os recursos dos acionistas aplicados em construção em curso e os capitalizou. Adicionalmente, a partir de 31 de dezembro de 1995, a COPEL começou a capitalizar os custos de juros e as variações monetárias e cambiais correspondentes de empréstimos para construção em curso.

De acordo com os PCGA nos EUA, somente a capitalização de juros sobre empréstimos seria aceita. Assim, para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, os juros imputados sobre os recursos dos acionistas, as variações cambiais e as despesas administrativas gerais, que eram capitalizados e incluídos em construção em curso, foram revertidos. Somente os juros e variações monetárias sobre empréstimos permanecem capitalizados, e a depreciação é calculada com base nas taxas aplicáveis à classe correspondente do ativo imobilizado. a(iv).2 Obrigações especiais

As Obrigações Especiais representam contribuições do governo federal e dos consumidores para cobrir o custo de expansão do sistema de fornecimento de energia elétrica, que são apresentadas como redução do ativo imobilizado sob os PCGA no Brasil. Para fins regulamentares, a depreciação desses ativos foi incluída no processo de fixação de tarifas, e o passivo correspondente foi contabilizado conforme o valor total das contribuições. Sob os PCGA nos EUA, as Obrigações Especiais eram consideradas um reembolso de custos de construção e/ou aquisição de um ativo e eram amortizadas desde sua contribuição à Companhia. Em 31 de outubro de 2006, a ANEEL publicou novo regulamento que alterou o tratamento de obrigações especiais no que diz respeito ao processo de fixação de tarifas. Esse regulamento estabelece, entre outros itens, que a partir da data da próxima revisão tarifária as obrigações especiais sejam amortizadas como redução dos custos permissíveis líquidos ao longo de períodos futuros, assim reduzindo as tarifas. Conseqüentemente, de acordo com a a SFAS n o. 71, “Contabilizando os Efeitos de Certos Tipos de Regulamentação”, a partir de sua publicação as obrigações especiais se tornaram passivo regulamentar. De acordo com a regulamentação mencionada acima, o tratamento contábil de Obrigações Especiais sob os PCGA no Brasil mudou e, a partir de 2006, elas começaram a ser amortizadas prospectivamente a partir da data das revisões tarifárias futuras de cada concessionária de distribuição.

Assim, para refletir as novas normas regulamentares, os montantes relativos a Obrigações Especiais que haviam sido amortizados até 2005, incluindo os impostos diferidos respectivos contabilizados, foram revertidos na demonstração de resultado de 2006 sob os PCGA nos EUA. Os detalhes desses ajustes são apresentados abaixo:

Montantes ajustados na demonstração de resultado sob os PCGA nos EUA 2006 Reversão da amortização de obrigações especiais (reconhecidas por meio do ativo imobilizado) (303.926 ) Reversão de impostos diferidos 103.335 F - 91

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Valor líquido 200.591

Depois de tais ajustes, o saldo das Obrigações Especiais apresentado sob os PCGA no Brasil equivale ao saldo apresentado sob os PCGA nos EUA, e a amortização respectiva, a ser contabilizada pela Companhia a partir das próximas revisões tarifárias, será a mesma sob os PCGA no Brasil e nos EUA. a(iv).3 Custos de indenização

As concessionárias de serviços públicos brasileiras podem capitalizar custos em excesso incorridos durante a construção de novas instalações, como penalidades por atrasos na construção ou ações de empreiteiros e provisões para contingências trabalhistas posteriores ao término da construção e início das atividades das usinas. De acordo com os PCGA nos EUA, tais custos em excesso não podem ser capitalizados.

a(iv).4 Ativo regulamentar diferido

De acordo com os PCGA no Brasil, a COPEL aplicou a contabilização regulamentar para sua unidade de distribuição em todos os exercícios apresentados. De acordo com os PCGA nos EUA, a COPEL aplica a contabilização regulamentar. Entretanto, a partir de julho de 2003, a COPEL tem dado descontos sobre a tarifa aprovada pela agência reguladora, a ANEEL, para consumidores que pagam suas faturas na data do vencimento. Com esse desconto, a COPEL não tem mais a segurança razoável de cobrar uma tarifa suficiente para recuperar todos os seus custos diferidos. Assim, a COPEL baixou os saldos de seus ativos regulamentares diferidos em 31 de dezembro de 2005 e dos exercícios encerrados nessas datas para fins dos PCGA nos EUA.

Para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, o patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA foi reduzido em R$ 133.654 em 31 de dezembro de 2005. Esses ajustes aumentaram o lucro líquido sob os PCGA nos EUA em R$ 133.654 em 2006 e R$ 255.180 em 2005. Em 31 de dezembro de 2005, os seguintes ativos e passivos regulamentares diferidos sofreram baixa:

31 de dezembro de 2005

Longo Circulante Prazo Total

Ativos regulamentares diferidos - CVA 128.187 8.559 136.746 Passivos regulamentares diferidos - CVA (65.664 ) (24.912 ) (90.576 ) Ativos regulamentares – PIS e COFINS 43.876 43.608 87.484

106.399 27.255 133.654

Em junho de 2006, a Companhia parou de conceder descontos sobre as tarifas aprovadas pela agência reguladora, a ANEEL. Conseqüentemente, para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, não há ajustes dessa natureza ao patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2007.

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a(iv).5 Ajuste regulamentar

Conforme os PCGA no Brasil, os regulamentos da ANEEL e o IBRACON, por meio da Nota Técnica 03/2006, exigiram ajustes relativos aos programas de pesquisa e desenvolvimento (P&D) e eficiência energética (PEE) diretamente contra o patrimônio líquido, no valor de R$ 43.641 em 31 de dezembro de 2006.

Sob os PCGA nos EUA, ajustes regulamentares que exigem aumentos nos custos ou redução nas receitas são registrados contra o resultado. a(v) Políticas contábeis gerais a(v).1 Plano previdenciário e outros benefícios

De acordo com os PCGA no Brasil, até 2000, as despesas com aposentadorias e outros benefícios pós-emprego eram reconhecidas quando as contribuições eram feitas aos planos. A partir de 2001, a Companhia passou a reconhecer os custos de aposentadorias e outros benefícios pós-emprego de acordo com a Instrução CVM 371/2000, que é similar às disposições das Declarações de Padrões de Contabilidade Financeira norte-americanas ("SFAS") nº. 87 – “Contabilidade de Aposentadorias pelo Empregador” e nº. 106 – “Contabilidade de Benefícios Pós-Emprego Exceto Aposentadorias”. Há, entretanto, diferenças na determinação e amortização dos ganhos e perdas atuariais e nas obrigações de transição líquidas devido às datas diferentes em que os respectivos padrões foram aplicados.

Sob os PCGA nos EUA, a SFAS nº. 87 – “Contabilidade de Aposentadorias pelo Empregador” e a nº. 106 – “Contabilidade de Benefícios Pós-Emprego Exceto Aposentadorias”, alterada em 2006 pela SFAS nº. 158, “Contabilidade de Planos de Aposentadoria de Benefício Definido e de Outros Planos de Aposentadoria pelo Empregador” exigem a contabilização de custos em base de competência mais ampla. Sob a SFAS nº. 158, os PCGA nos EUA exigem a contabilização de um ativo ou passivo, em valor justo, para a diferença entre as obrigações com benefícios estimadas (conforme definido na SFAS nº. 87 e na SFAS nº. 106) e os ativos do plano, e que todas as mudanças nessa situação consolidada sejam reconhecidas por meio de lucro abrangente. A SFAS nº. 158 também estabelece a data de avaliação dos ativos e das obrigações do plano como sendo a data do fim do exercício fiscal do empregador e prevê divulgações anuais adicionais. As divulgações exigidas pela SFAS nº. 158 são apresentadas na Nota 35.c.(iii) abaixo.

a(v).2 Ajuste de ágio

Sercomtel S.A. - Telecomunicações e Sercomtel Celular S.A.

De acordo com os PCGA no Brasil, o ágio pago na compra da participação de 45% na Sercomtel S.A. - Telecomunicações e na Sercomtel Celular S.A. está sendo amortizado em dez anos.

Para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, a Companhia, de acordo com a SFAS 142, parou de amortizar o ágio a partir de 1º. de janeiro de 2002 e revisou a sua deterioração de acordo com o parágrafo 19(h) do APB 18 – “O Método da Equivalência para Contabilidade de Investimentos em F - 93

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Ações Ordinárias”. A reversão da amortização para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 foi de R$ 4.808 em cada ano.

Em 2007, a Companhia identificou a necessidade de contabilizar uma provisão para deterioração de ágio relativo à Sercomtel Celular S.A., no valor de R$ 3.687. Nenhuma deterioração de ágio foi identificada quanto ao investimento na Sercomtel S.A. – Telecomunicações.

Centrais Elétricas Rio Jordão - ELEJOR

Em 2004, a Companhia adquiriu 30% das ações ordinárias da ELEJOR e registrou R$ 22.626 de ágio sob os PCGA no Brasil. Conforme os PCGA nos EUA, os valores justos são atribuídos aos ativos adquiridos e passivos assumidos, e o valor residual pago sobre o valor justo dos ativos e passivos é registrado como ágio. De acordo com a SFAS 142, o ágio não é mais amortizado desde 1º. de janeiro de 2002 mas sim alocado às unidades de divulgação de uma entidade e avaliado quanto à deterioração pelo menos uma vez ao ano. A diferença entre o ágio calculado de acordo com os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA é apresentada pelos ajustes do valor justo na data da aquisição:

2004

Ágio contabilizado sob os PCGA no Brasil - 30% das ações ordinárias da ELEJOR 22.626 Ajustes de valor justo 5.251

Ágio contabilizado sob os PCGA nos EUA - 30% das ações ordinárias da ELEJOR 27.877

A reversão da amortização do ágio na ELEJOR para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 foi de R$ 1.319 (2006 – R$ 565). Nenhuma deterioração de ágio foi identificada.

COPEL Empreendimentos Ltda.

Em 2006, a Companhia adquiriu as cotas da El Paso Empreendimentos Ltda., holding da UEG Araucária, e mudou seu nome para COPEL Empreendimentos Ltda., conforme descrito na Nota 35a(v)13. Em razão dessa aquisição, a COPEL contabilizou R$ 53.954 de ágio sob os PCGA no Brasil, que começaram a ser amortizados em 2007. A reversão da amortização contabilizada em 2007 é de R$ 2.346. a(v).3 Participação nos resultados de coligadas

De acordo com os PCGA no Brasil, o método de equivalência patrimonial é aplicado para investimentos em que o investidor tenha influência e/ou participação de pelo menos 20%, bem como para investimentos considerados relevantes, incluindo participações entre 10% e 19% que representem mais de 10% individualmente ou 15% de forma agregada em relação ao patrimônio líquido do investidor.

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De acordo com os PCGA nos EUA, o método de equivalência patrimonial somente é exigido para investimentos com influência significativa em investimentos com participação abaixo de 20% e quando a participação seja superior a 20%, conforme estabelecido no APB 18 - "Método da Equivalência para Contabilidade de Investimentos em Ações Ordinárias".

Com base no exposto, a Dominó Holdings S.A. (participação de 15%) deveria ter sido contabilizada pelo método de custo, pois a Companhia não possui influência significativa. Assim, para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, os resultados de equivalência patrimonial da Dominó Holdings S.A. foram revertidos. A Companhia recebeu dividendos da Dominó Holdings S.A. no valor de R$ 2.175 em 2007 (2006 - R$ 2.010, 2005 – R$ 2.175).

De acordo com os PCGA nos EUA, encargos diferidos em afiliadas são apropriados conforme incorridos, e os ajustes são registrados nos resultados de equivalência patrimonial das coligadas.

Além disso, de acordo com a contabilidade regulada do setor de energia brasileiro, o resultado da participação em coligadas é reconhecido em uma conta especial na demonstração do resultado antes da conta de outras receitas (despesas). De acordo com os PCGA nos EUA, o resultado da participação em coligadas é classificado na demonstração do resultado depois das despesas com imposto de renda. a(v).4 Encargos diferidos

Os PCGA no Brasil permitem diferir despesas pré-operacionais incorridas na construção ou expansão de instalações antes de serem iniciadas as operações, gastos com pesquisa e desenvolvimento e outros itens.

De acordo com os PCGA nos EUA, custos com pesquisa e desenvolvimento e gastos pré-operacionais são reconhecidos como despesa quando incorridos e registrados na demonstração do resultado em despesas gerais e administrativas. Para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, o patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA foi reduzido em R$ 5.172 em 31 de dezembro de 2007 (2006 – R$ 5.208).

a(v).5 Contabilização de incentivos fiscais

Sob os PCGA no Brasil, ganhos com incentivos fiscais são contabilizados diretamente contra o patrimônio líquido. Em 2007 os incentivos fiscais totalizaram R$ 21.047.

Sob os PCGA nos EUA, os ganhos com incentivos fiscais são contabilizados na demonstração de resultado.

a(v).6 Imposto de Renda

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Sob os princípios contábeis brasileiros, passivos de imposto de renda diferido são reconhecidos com base no montante de impostos futuros esperados a pagar. Ativos de imposto de renda diferido relativos a diferenças temporárias dedutíveis ou a prejuízos fiscais de outros exercícios são contabilizados quando há razoável certeza de que a Companhia gerará lucros contra os quais poderá compensar tais ativos. Além disso, não há prazo de vencimento para transportes de prejuízos fiscais.

Sob os PCGA nos EUA, ativos de imposto de renda diferido relativos a diferenças temporárias dedutíveis ou a prejuízos fiscais de outros exercícios são contabilizados e, se necessário, uma reserva é contabilizada se for mais provável que esses ativos não sejam realizados.

De acordo com os PCGA nos EUA, a Companhia registrou ativos e passivos de imposto diferido adicionais quanto ao imposto de renda e à contribuição social são apresentados abaixo:

Em 31 de dezembro

2007 2006

Ativo de imposto diferido sob os PCGA nos EUA 527.005 446.412 Passivo de imposto diferido sob os PCGA nos EUA (356.195) (458.032)

Ativo de imposto diferido líquido sob os PCGA nos EUA 170.810 (11.620)

Ao avaliar a capacidade de realização dos ativos de imposto diferido, a administração considera se é mais provável que alguma parcela ou o total dos ativos de imposto diferido não sejam realizados. A realização final de ativos de imposto de diferido depende da geração de renda tributável futura durante os períodos em que essas diferenças temporárias se tornam dedutíveis. A administração considera a reversão programada de passivos de imposto diferido, a renda tributável futura projetada e as estratégias de planejamento fiscal ao conduzir essa avaliação. Com base no nível histórico de renda tributável e nas projeções para renda tributável futura nos períodos em que os ativos de imposto diferido são dedutíveis, a administração acredita que é mais provável que a Companhia realize o benefício dessas diferenças dedutíveis, líquidas da provisão de desvalorização em 31 de dezembro de 2007. O montante dos ativos de imposto diferido é considerado realizável; entretanto, ele pode ser reduzido no curto prazo se as estimativas de renda tributável futura forem reduzidas.

A Companhia adotou as provisões da FIN 48 em 1º. de janeiro de 2007 e reconhece o efeito de posições de imposto de renda somente se tais posições tiverem probabilidade de serem mantidas. Posições de imposto de renda reconhecidas são medidas pelo maior montante com mais de 50% de probabilidade de ser realizado. Mudanças no reconhecimento ou na avaliação são refletidas no período em que a mudança de julgamento ocorrer. Em razão da implementação da FIN 48, a Companhia não registrou nenhum benefício ou passivo fiscal adicional relativo a incerteza quanto aos tributos sobre a renda, além daqueles já registrados sob os princípios contábeis brasileiros (Nota 21).

A Companhia e suas subsidiárias apresentam declarações de imposto de renda somente no Brasil. A Companhia não está mais sujeita a exame quanto ao imposto de renda dos exercícios anteriores a 2002. Toda a renda antes dos impostos, das participações de acionistas não controladores e os tributos sobre a renda associados são de fontes brasileiras. As principais ações judiciais impetradas pela Receita Federal são descritas na Nota 21. A administração, com base no parecer de sua assessoria F - 96

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jurídica, considera que não há riscos significativos não cobertos por passivos já registrados ou que resultem em mudança relevante em sua posição financeira ou nos resultados de suas operações. A Companhia não pode prever se os montantes totais de benefícios fiscais não reconhecidos vão aumentar ou diminuir significativamente dentro dos próximos 12 meses.

A política da Companhia é contabilizar penalidades e juros relativos a benefícios fiscais não reconhecidos como despesas financeiras nas demonstrações consolidadas de resultado. Quanto aos saldos apresentados na Nota 21, a Companhia fez depósitos em garantia enquanto aguarda a palavra final dos tribunais brasileiros. Portanto, a Companhia não está sujeita a penalidades, e as despesas com juros são compensadas pela correção monetária aplicada aos depósitos judiciais.

Para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, o ajuste dos impostos diferidos está relacionado aos ajustes dos PCGA nos EUA. a(v).7 Lucro abrangente

Os PCGA no Brasil não reconhecem o conceito de lucro abrangente.

Sob os PCGA nos EUA, a SFAS 130, "Divulgando lucro abrangente", exige a divulgação do lucro abrangente. O lucro abrangente é composto do lucro líquido e outros lucros abrangentes que incluem débitos e créditos diretamente ao patrimônio líquido. Para fins de reconciliação com os PCGA nos EUA, os valores relacionados à obrigação inicial de transição e a ganhos (perdas) não contabilizados do plano de aposentadoria e o respectivo efeito do imposto diferido foram registrados como ajustes diretamente no patrimônio líquido, tendo sido considerados como outros lucros abrangentes.

Os componentes de outros lucros abrangentes acumulados são os seguintes: 31 de dezembro 2007 2006

Ganhos e perdas não contabilizados (63.794 ) 707.712 Imposto de renda 21.690 (240.622)

Total de outros lucros (prejuízos) abrangentes acumulados (42.104 ) 467.090

a(v).8 Lucro (prejuízo) por ação

De acordo com os PCGA no Brasil, o lucro ou prejuízo líquido por ação é calculado com base no número de ações em circulação na data do balanço patrimonial. De acordo com os PCGA nos EUA, o cálculo do lucro ou prejuízo por ação considera os equivalentes a ações ordinárias e a média ponderada do número de ações em circulação durante o período de divulgação. Além disso, os PCGA nos EUA exigem o cálculo do lucro por ação diluído, o que não é de praxe sob os PCGA no Brasil. A Companhia não tem nenhum instrumento potencial equivalente a ações ordinárias que pudesse ter efeito dilutivo.

Uma vez que os acionistas preferenciais e ordinários possuem direitos a dividendos, a voto e a liquidação diferentes, os lucros básicos e diluídos por ação foram calculados pelo método de "duas F - 97

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classes". O método de "duas classes" é uma fórmula de alocação do lucro que determina o lucro por ação preferencial e ordinária de acordo com os dividendos declarados, conforme o estatuto da Companhia e os direitos de participação sobre lucros não-distribuídos calculados de acordo com o direito a dividendos de cada classe de ações conforme discutido na Nota 23(a). Na reunião de 31 de março de 2004, o EITF chegou a um consenso final sobre a EITF 03-6, “Títulos Participantes e o Método de Duas Classes sob a Declaração FASB nº. 128”. Normalmente, os títulos participantes dão ao portador direito a uma parcela do lucro de uma companhia freqüentemente por meio de fórmula relativa aos dividendos das ações ordinárias de tal companhia. Esse padrão esclarece o termo “títulos participantes” sob a FASB nº. 128. Quando um instrumento é considerado um “título participante”, ele tem o potencial de reduzir significativamente os lucros básicos por ação ordinária, e então o “método de duas classes” deve ser usado para computar o efeito do instrumento sobre os lucros por ação. O consenso também inclui outros instrumentos cujos termos incluem participação específica, assim como alocação de prejuízo. Se ganhos não distribuídos devem ser alocados a "títulos participantes" usando o "método de duas classes", os prejuízos também devem ser alocados. Entretanto, a EITF 03-6 limita essa alocação apenas a situações em que os títulos têm (1) o direito a participação nos lucros da companhia e (2) uma obrigação contratual objetiva e determinável de participação nos prejuízos da companhia. O consenso obtido com a EITF 03-6 se aplica aos exercícios fiscais iniciados depois de 31 de março de 2004. Os lucros por ação de exercícios anteriores devem ser ajustados retroativamente em consonância com a EITF 03-6. Os lucros básicos e diluídos por ação são apresentados na tabela da Nota 35(b)(ii).

Conforme mencionado na Nota 23(a), os acionistas aprovaram em 2007 e 2006 a conversão de 1.298 e 4.075 ações preferenciais classe A em ações preferenciais classe B, respectivamente.

Como também mencionado naquela nota, em 6 de agosto de 2007, as ações da COPEL foram grupadas à razão de 1.000 para 1, com negociação em lote padrão de 100 ações e cotação unitária. Nas Assembléias Gerais, cada ação ordinária dá direito a um voto. Para fins de comparação, o lucro por ação para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2006 e 2005 foram apresentados considerando a mesma razão.

Os dados de lucro (prejuízo) por ação são apresentados por ação. Tal apresentação está de acordo com a prática no Brasil de negociação e cotação de ações em lotes de ações. a(v).9 Divulgação por segmentos

De acordo com os PCGA no Brasil, não existe nenhuma exigência para a apresentação das informações não-agregadas correspondentes aos segmentos de negócios de uma empresa.

Sob os PCGA nos EUA, a SFAS 131, "Divulgações sobre os Segmentos de uma Empresa e Informações Relacionadas", requer que empresas públicas divulguem determinadas informações sobre segmentos de acordo com a forma utilizada pela alta administração para alocar recursos entre os segmentos e avaliar seu desempenho. A Companhia opera principalmente no setor de energia, e os segmentos de negócios da Companhia são representados pela COPEL S.A. ( holding ) e por suas subsidiárias integrais: COPEL Geração e Transmissão S.A. (Geração e Transmissão), COPEL Distribuição S.A. (Distribuição), COPEL Participações S.A. (Participações), COPEL Telecomunicações S.A. (Telecomunicações), Companhia Paranaense de Gás – COMPAGAS, Centrais Elétricas do Rio F - 98

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Jordão S.A. – ELEJOR, COPEL Empreendimentos Ltda., UEG Araucária Ltda. e Centrais Eólicas do Paraná Ltda., que são apresentados na Nota 32.

Conforme mencionado na Nota 1(a), em 30 de novembro de 2007 a COPEL Transmissão S.A. foi cindida e seus ativos foram incorporados em parte pela COPEL Geração e Transmissão S.A. e em parte pela COPEL Distribuição. Como requerido pela SFAS – 131 – “Divulgação por segmentos de um empresa e informação relacionada”, como a Companhia mudou sua estrutura organizacional interna, para fins de comparação, os saldos da COPEL Transmissão S.A. em 31 de dezembro de 2006 e 2005 e para os exercícios encerrados naquelas datas foram reclassificados sob a COPEL Geração e Transmissão S.A. e a COPEL Distribuição S.A. a(v).10 Deterioração de ativos de longa vida

De acordo com os PCGA no Brasil, as companhias devem determinar se o lucro operacional é suficiente para absorver a depreciação ou amortização de ativos de longa vida, com o objetivo de avaliar a potencial deterioração dos ativos. Caso o lucro operacional seja insuficiente para recuperar a depreciação, os ativos ou grupos de ativos serão baixados a valores recuperáveis, preferencialmente com base nos fluxos de caixa projetados e descontados de operações futuras. No caso de uma substituição planejada de ativos antes do fim de sua vida útil estimada original, a depreciação de tais ativos será acelerada para assegurar que os ativos sejam depreciados de acordo com os valores de realização líquidos estimados na data prevista de substituição.

Sob os PCGA nos EUA, a SFAS 144, "Contabilidade de Deterioração ou Baixa de Ativos de Longa Vida", exige que as companhias avaliem o valor contábil dos ativos de longa vida a serem mantidos e utilizados, bem como alienados, quando eventos ou circunstâncias exigirem tal revisão. O valor contábil dos ativos de longa vida é considerado deteriorado quando o fluxo de caixa não descontado projetado de grupos de ativos identificados, representando o menor nível para o qual os fluxos de caixa identificáveis são amplamente independentes dos fluxos de caixa de outros grupos de ativos, for considerado menor que o valor contábil. Nesse caso, a perda é reconhecida com base no valor pelo qual o valor contábil ultrapassa o valor de mercado dos ativos ou fluxos de caixa descontados gerado pelos ativos.

Não houve diferenças relacionadas a provisões de deterioração entre as demonstrações contábeis sob os PCGA no Brasil e nos EUA, e não houve circunstâncias ou eventos que exigissem a avaliação de deterioração para fins dos PCGA nos EUA durante os exercícios apresentados. a(v).11 Baixa de ativos

De acordo com os PCGA no Brasil, as baixas de ativos são registradas como despesa não-operacional. De acordo com os PCGA nos EUA, as baixas de ativos são classificadas como despesa operacional. Os montantes de baixas de ativos contabilizados como despesa não operacional em 2007, 2006 e 2005 foram R$ 13.568, R$ 5.772 e R$ 8.370, respectivamente.

a(v).12 Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - ELEJOR

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Aquisição da ELEJOR

Em 18 de dezembro de 2003, a Companhia adquiriu da Triunfo Participações e Investimentos S.A. 30% das ações ordinárias da ELEJOR. Com isso, a Companhia passou a deter 70% do controle acionário da ELEJOR e 35% do total das ações da ELEJOR.

Sob os PCGA nos EUA, a Companhia contabilizou essa aquisição com base no valor justo dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos de acordo com o método de compra conforme a SFAS 141.

Compra das ações preferenciais subscritas pela ELETROBRÁS

Conforme o acordo de acionistas da ELEJOR, a ELEJOR está obrigada a adquirir as ações preferenciais subscritas pela ELETROBRÁS em 32 parcelas trimestrais, ajustadas pelo IGP-M acrescido de juros de 12% ao ano menos os dividendos pagos, com início em 24 meses após o início das operações da ELEJOR. De acordo com os PCGA no Brasil, os juros e a variação monetária no valor de R$ 49.352 foram registrados em empréstimos e financiamentos de longo prazo em 31 de dezembro de 2006, e com a consolidação as ações preferenciais da ELEJOR em posse da ELETROBRÁS foram registradas como participação de acionistas não controladores no valor de R$ 64.477 e R$ 65.134 em 31 de dezembro de 2006 e 2005, respectivamente. De acordo com os PCGA nos EUA, conforme exigido pela SFAS nº. 150, "Contabilidade de Determinados Instrumentos Financeiros com Características de Passivos e Patrimônio”, as ações resgatáveis da ELEJOR em posse da ELETROBRÁS no valor de R$ 98.511 devem ser registradas no exigível a longo prazo em 31 de dezembro de 2006.

Em 31 de dezembro de 2007, para fins dos PCGA no Brasil a Companhia contabilizou o montante de R$ 94.709 no exigível a longo prazo. Conseqüentemente, para fins dos PCGA nos EUA, não houve ajustes dessa natureza em relação a 2007.

Pagamento da concessão

A ELEJOR assinou contrato de concessão em 25 de outubro de 2001 com prazo de 35 anos para as usinas hidrelétricas de Santa Clara e Fundão. A ELEJOR pagará ao governo federal pela exploração dos recursos hidrelétricos, do sexto ao final do 35º. ano, com pagamentos anuais de R$ 19 milhões (valor original), pagos em parcelas mensais, com início em 25 de outubro de 2006. Esse montante é corrigido monetariamente, anualmente, pelo IGP-M. Em 31 de dezembro de 2007, a obrigação contratual corrigida para os pagamentos até o término da concessão totalizava R$ 996.019 (equivalente a R$ 297,093 em valor atual).

Sob os PCGA no Brasil, os custos relativos às obrigações contratuais dos pagamentos até o fim da concessão são contabilizados de modo semelhante a contratos de aluguel.

Sob os PCGA nos EUA, as obrigações contratuais foram contabilizadas em seu valor atual como passivo, com contrapartida como ativo intangível, na data de aquisição da concessão. A partir daquela data, a reversão do valor atual do passivo foi contabilizada como aumento do ativo intangível até que o ativo imobilizado correspondente entrasse em operação e como despesa financeira a partir de então. O

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ativo intangível contabilizado é realizado por meio de amortização considerando o período do início da operação do ativo imobilizado correspondente e o prazo remanescente da concessão.

2007 Montantes Montantes contabilizados contabilizados Passivo da Ativo no patrimônio na concessão intangível líquido demonstração de r esultado operacional Valor atual líquido na data de aquisição da concessão 98.028 98.028 Aumento do passivo em razão de correção monetária e reversão de ajuste de valor atual 199.065 165.892 (33.173 ) (13.883 ) Amortização do ativo intangível da concessão (16.454 ) (16.454 ) (9.168 ) Montantes contabilizados no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 sob os PCGA nos EUA 297.093 247.466 (49.627 ) (23.051 )

Passivo contabilizado sob os PCGA no Brasil em 31 de dezembro de 2007 27.084 27.084 (5.086 )

2006 Montantes Montantes contabilizados contabilizados Passivo da Ativo no patrimônio na concessão intangível líquido demonstração de resultado operacional Valor atual líquido na data de aquisição da concessão 98.028 98.028 Aumento do passivo em razão de correção monetária e reversão de ajuste de valor atual 185.182 165.892 (19.290 ) (19.290 ) Amortização do ativo intangível da concessão (7.286 ) (7.286 ) (7.286 ) Montantes contabilizados no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006 sob os PCGA nos EUA 283.210 256.634 (26.576 ) (26.576 )

Passivo contabilizado sob os PCGA no Brasil em 31 de dezembro de 2006 32.170 32.170 32.170

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a(v).13 Aquisição da COPEL Empreendimentos Ltda. (anteriormente El Paso Empreendimentos e Participações Ltda.)

Em 30 de maio de 2006, a Companhia adquiriu da Aquamarine Holding Power Holdings todas as cotas da El Paso Empreendimentos e Participações, que detinha 60% das cotas da UEG Araucária. O montante pago por essa aquisição foi R$ 436.563.

O resultado operacional da El Paso Empreendimentos e Participações (atualmente COPEL Empreendimentos Ltda.) está incluído nas demonstrações contábeis consolidadas da Companhia desde 1º. de junho de 2006.

Sob os PCGA nos EUA, a Companhia contabilizou essa aquisição com base no valor justo dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos de acordo com o método de compra conforme a SFAS 141.

Os valores justos dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos na data de aquisição estão resumidos na tabela abaixo:

2006

Ativo circulante 13.288 Ativo imobilizado 602.995 Ativo intangível (*) 182.026

Ativo total adquirido 798.309

Passivo circulante 1.350 Outros passivos 7.465 Impostos de renda diferidos 61.889

Passivo total assumido 70.704

Ativo líquido 727.605

Participação adquirida 60% Ativo líquido adquirido 436.563 Valor total pago 436.563

(*) A alocação do preço de compra identificou um ativo intangível relativo ao direito de exploração da concessão de geração da UEG Araucária, com base na rentabilidade futura esperada da concessão. O montante total atribuído ao ativo intangível será amortizado de outubro de 2006 (início das operações da UEG Araucária) até 22 de dezembro de 2029 (data de vencimento da concessão), resultando assim em taxa anual de amortização de 4,3%. A despesa de amortização contabilizada sob os PCGA nos EUA foi de R$ 7.914 e R$ 1.979 nos exercícios encerrados em 2007 e 2006, respectivamente.

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

a(vi).14 Aquisição da Centrais Eólicas do Paraná

A Centrais Eólicas do Paraná Ltda. foi criada em 1998, tendo como sócios a COPEL Participações S.A. e a Wobben Windpower Ind. e Comércio Ltda. As operações comerciais da empresa começaram em fevereiro de 1999.

Em setembro de 2007, a COPEL Geração S.A. adquiriu a participação de 70% na Centrais Eólicas do Paraná pertencente à Wobben Windpower. O montante pago por essa aquisição foi R$ 2.142. Com essa operação, a COPEL Participações S.A. e a COPEL Geração e Transmissão S.A. se tornaram as proprietárias da CEOPAR.

O resultado operacional da Centrais Eólicas do Paraná está incluído nas demonstrações do resultado da Companhia a partir de 1º. de setembro de 2007.

Os valores justos dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos na data de aquisição estão resumidos na tabela abaixo:

2007

Ativo Circulante 1.954 436 Ativo imobilizado 701

Ativo total adquirido 3.091

Passivo circulante 30

Passivo total assumido 30

Ativo líquido 3.061

Participação adquirida 70%

Ativo líquido adquirido 2.143 Valor total pago 2.143

(*) A alocação do preço de compra identificou um ágio negativo que foi alocado como redução pro rata no imobilizado. O valor total para o imobilizado será amortizado sobre a vida útil dos respectivos ativos. a(v).15 Divulgação de notas explicativas das demonstrações contábeis

De um modo geral, os PCGA no Brasil exigem que menos informações sejam divulgadas nas notas explicativas das demonstrações contábeis do que os PCGA nos EUA. As divulgações adicionais exigidas pelos PCGA nos EUA, pertinentes às demonstrações contábeis, estão incluídas neste documento. a(v).16 Reclassificações F - 103

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Provisões para Contingências

Sob os PCGA no Brasil, as provisões para contingências são apresentadas líquidas de seus depósitos judiciais correspondentes nas demonstrações contábeis.

Sob os PCGA nos EUA, os saldos das provisões para contingências e dos depósitos judiciais correspondentes são contabilizados brutos. Assim, o ativo e o passivo não circulantes sob os PCGA nos EUA seriam aumentados em R$ 65.018 e R$ 35.234 em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente. Essa diferença não tem nenhum efeito sobre o lucro líquido ou sobre o patrimônio.

(b) Reconciliação das diferenças entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA b(i) Reconciliação das diferenças entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA quanto ao patrimônio líquido

31 de dezembro

Ref. à Nota 35 2007 2006

Patrimônio líquido sob os PCGA no Brasil 7.236.177 6.376.270 Aumento (redução) devido à correção até 31 de dezembro de 1997, baseado no IGP-DI

Ativo imobilizado Custo a.(i) 5.090.269 5.116.799 Depreciação acumulada a.(i) (4.576.029 ) (4.417.212)

514.240 699.587

Diferentes critérios para Capitalização de juros durante construções Reversão de juros capitalizados conforme a contabilidade regulamentada brasileira, líquida de depreciação acumulada a.(iv).1 (314.959 ) (359.274) Reversão de variações monetárias e cambiais e de despesas administrativas capitalizadas conforme a contabilidade regulamentada brasileira, líquida de depreciação acumulada a.(iv).1 (279.519 ) (287.616) Capitalização de juros sob os PCGA nos EUA a.(iv).1 1.108.273 1.069.790 Depreciação de juros capitalizados sob os PCGA nos EUA a.(iv).1 (791.309 ) (755.846) Reversão de custos de indenização, líquida de amortização acumulada a.(iv).3 (202.610 ) (108.172) Ajuste do plano previdenciário a.(v).1 863.941 947.227 Ajuste de ágio a.(v).2 37.765 30.046 Deterioração de investimento a.(v).2 (3.687 ) Reversão de participação nos resultados de coligadas reconhecida sob os PCGA no Brasil a.(v).3 (52.783 ) (52.220) Encargos diferidos a.(v).4 (5.172 ) (5.208) Reversão do contrato de concessão da ELEJOR reconhecida sob os PCGA no Brasil a.(v).12 27.084 32.170 Ajuste monetário e ajuste de valor atual do passivo da concessão - ELEJOR a.(v).12 (33.173 ) (19.290) F - 104

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

31 de dezembro

Ref. à Nota 35 2007 2006

Amortização do ativo intangível da concessão - ELEJOR a.(v).12 (16.454 ) (7.286) Reversão da amortização de encargos diferidos reconhecida sob os PCGA no Brasil a.(v).13 30.112 Amortização de ágio alocado à concessão da UEG Araucária reconhecida sob os PCGA nos EUA a.(v).13 (9.893 ) (1.979) Efeitos de imposto de renda diferido sobre os ajustes acima a.(v).6 (302.656 ) (409.233) Participação dos acionistas não controladores sobre os ajustes acima 35.357 20.455

Patrimônio líquido sob os PCGA no EUA 7.840.734 7.169.421 b(ii) Reconciliação das diferenças entre os PCGA no Brasil e os PCGA nos EUA quanto ao lucro líquido

Exercício encerrado em 31 de dezembro de Ref. à Nota 35 2007 2006 2005

Lucro líquido sob os PCGA no Brasil 1.106.610 1.242.680 502.377 Aumento (redução) devido à correção até 31 de dezembro de 1997, baseado no IGP-DI Ativo imobilizado: Custo a.(i) (26.530) (17.363) (23.410) Depreciação a.(i) (158.817) (156.653) (170.195) Obrigações especiais (amortização de reajuste) a.(i) 22.710 Reversão de obrigações especiais (amortização de reajuste) a.(v) 171.214

(185.347) (2.802) (170.895)

Diferentes critérios para Capitalização de juros durante construções Reversão de juros capitalizados conforme a contabilidade regulamentada brasileira a.(iv).1 44.315 34.286 36.661 Reversão de variações monetárias e cambiais e de despesas administrativas capitalizadas conforme a contabilidade regulamentada brasileira a.(iv).1 8.097 (1.237) (49.763) Capitalização de juros sob os PCGA nos EUA a.(iv).1 38.483 33.362 (151) Depreciação de juros capitalizados sob os PCGA nos EUA a.(iv).1 (35.463) (35.448) (35.411) Amortização de obrigações especiais a.(iv).2 26.607 Reversão de amortização de obrigações especiais a.(iv).2 (475.140) Reversão de custos de indenização, líquida de amortização a.(iv).3 (94.438) 1.552 19.091 Ativo regulamentar diferido a.(iv).4 133.654 255.180 Plano previdenciário – ajustes conforme a SFAS 87 a.(v).1 (6.932) (6.363) Plano assistencial – ajustes conforme a SFAS 106 a.(v).1 (12.562) (11.660) (9.856) Ajuste de ágio a.(v).2 7.719 5.563 4.808 Deterioração de investimento a.(v).2 (3.687) F - 105

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Exercício encerrado em 31 de dezembro de Ref. à Nota 35 2007 2006 2005

Reversão de participação nos resultados de coligadas reconhecida sob os PCGA no Brasil a.(v).3 (563) 3.088 (4.374) Encargos diferidos a.(v).4 36 167 (379) Ajuste regulamentar a.(iv).5 (43.641) Reversão do contrato de concessão da ELEJOR reconhecida sob os PCGA no Brasil a.(v).12 (5.086) 32.170 Ajuste monetário e ajuste de valor atual do passivo da concessão - ELEJOR a.(v).12 (13.883) (19.290) Amortização do ativo intangível da concessão - ELEJOR a.(v).12 (9.168) (7.286) Reversão da amortização de encargos diferidos reconhecida sob os PCGA no Brasil – UEG Araucária a.(v).13 30.112 Amortização de ágio alocado à concessão da UEG Araucária reconhecida sob os PCGA nos EUA a.(v).13 (7.914) (1.979) Incentivos fiscais a.(v).5 21.047 Efeitos de imposto de renda diferido sobre os ajustes acima a.(v).6 84.889 120.821 (11.575) Participação dos acionistas minoritários sobre os ajustes acima 14.902 10.437 530

Lucro líquido sob os PCGA nos EUA 981.167 1.019.297 556.487

Outros lucros abrangentes a.(V).7 (42.104)

Lucro abrangente sob os PCGA nos EUA 939.063 1.019.297 556.487

Lucro líquido por ação sob os PCGA nos EUA

Ações ordinárias - Básico e Diluído a.(v).8 3,42 3,56 1,94

Média ponderada (em milhares) das ações ordinárias em circulação 145.031 145.031 145.031

Ações preferenciais classe A - Básico e Diluído a.(vi).8 4,37 4,24 1,27

Média ponderada (em milhares) das ações preferenciais 399 403 404

Ações preferenciais classe B - Básico e Diluído a.(vi).8 3,77 3,91 2,14

Média ponderada (em milhares) das ações preferenciais 128.225 128.221 128.220

Lucro líquido atribuído a: Ações ordinárias 496.518 515.873 281.860 Ações Preferenciais Classe A 1.742 1.707 514 Ações Preferenciais Classe B 482.907 501.717 274.113

981.167 1.019.297 556.487

F - 106

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

b(iii) Demonstração de mutações no patrimônio líquido de acordo com os PCGA nos EUA

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA no início do exercício 7.169.421 5.963.985 5.530.493 Adoção da SFAS 158 em 31 de dezembro de 2006, líquida de impostos de renda diferidos – contabilizada diretamente em outros lucros abrangentes acumulados 467.090 Lucro abrangente Lucro líquido do exercício 981.167 1.019.297 556.487 Outros lucros abrangentes (42.104) Dividendos - juros sobre o capital próprio (267.750) (280.951) (122.995)

Patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA no fim do exercício 7.840.734 7.169.421 5.963.985

De acordo com o relatório dos atuários independentes da Companhia, as obrigações e o custo do plano previdenciário sob os PCGA nos EUA em 31 de dezembro de 2007 e 2006 para as obrigações previdenciárias da Companhia aos aposentados de acordo com a SFAS 132 (revista em 2003), "Divulgações do Empregador sobre Plano Previdenciário e Outros Benefícios Pós-Emprego", são os seguintes: c(i) Plano previdenciário c(i).1 Mudanças nas obrigações com benefícios

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006

Obrigações com benefícios no início do exercício 2.239.135 2.051.510 Custo de serviço 14.279 7.256 Custo de juros 243.846 369.367 Contribuições dos empregados 327 233 Perdas (ganhos) atuariais 207.330 (16.549) Benefícios pagos (186.312) (172.682)

Obrigações com benefícios no fim do exercício 2.518.605 2.239.135

c(i).2 Mudanças nos ativos do plano F - 107

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006

Valor justo dos ativos do plano no início do exercício 2.906.979 2.408.686 Retorno efetivo sobre os ativos do plano 324.401 320.678 Contribuições dos empregados 327 233 Contribuições da Companhia 46.312 76.288 Ganho atuarial 163.742 273.776 Benefícios pagos (186.312) (172.682)

Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 3.255.449 2.906.979 c(i).3 Condição financeira do plano

31 de dezembro

2007 2006

Valor atuarial presente da: Obrigação com benefícios adquiridos 1.799.270 1.564.993 Obrigação com benefícios não adquiridos 703.763 662.517

Total da obrigação com benefícios acumulada 2.503.033 2.227.510

Obrigação com benefícios projetada 2.518.605 2.239.135 Valor justo dos ativos do plano (3.255.449 ) (2.906.979)

Passivo (ativo) total em 31 de dezembro (736.844 ) (667.844)

Passivo (ativo) total exigido em 31 de dezembro (736.844 ) (667.844)

Passivo total reconhecido pela Companhia de acordo com os PCGA no Brasil 127.097 279.383

Total dos ajustes ao patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA 863.941 947.227

c(i).4 Premissas atuariais – média ponderada (porcentagem) F - 108

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

2007 2006 2005 (i) (ii) (i) (ii) (i) (ii)

Taxa de desconto 11,35 6,00 11,30 6,00 11,30 6,00 Taxa de crescimento salarial 7,15 2,00 7,10 2,00 7,10 2,00 Retorno esperado dos ativos 11,35 6,00 11,30 6,00 11,30 6,00 Inflação 5,05 5,00 5,00

(i) Com inflação (ii) Sem inflação c(i).5 Componentes do Custo Previdenciário Periódico Líquido

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Custo de serviço 14.279 7.390 6.045 Custo de juros 243.846 369.414 331.611 Retorno esperado sobre os ativos (324.401) (320.715) (287.936) Amortizações Ganho atuarial líquido (36.810) (24.434) (7.567) Contribuições dos empregados (327) (233) (588 )

Custo (receita) previdenciário periódico líquido sob os (103.413) 31.422 41.565 PCGA nos EUA

Receita (custos) previdenciária consi derada sob os PCGA no Brasil 110.345 (31.422) (35.202 )

Ajuste ao lucro líquido sob os PCGA nos EUA (6.932) (6.363)

Os componentes do crédito previdenciário periódico líquido projetados para 2008 são os seguintes:

2008

Custo de serviço 15.989 Custo de juros 282.252 Retorno esperado sobre os ativos (363.364) Amortizações Perda (ganho) atuarial líquida (34.836) Contribuições dos empregados (326)

Crédito previdenciário periódico líquido sob os PCGA nos EUA (100.285) c(ii) Plano assistencial pós-emprego F - 109

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

c(ii).1 Mudanças nas obrigações com benefícios

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006

Obrigações com benefícios no início do exercício 463.547 433.172 Custo de serviço 2.056 7.325 Custo de juros 50.277 52.886 Ganho atuarial (2.381) Benefícios pagos (somente participantes inativos) (36.669) (29.836)

Obrigações com benefícios no fim do exercício 476.830 463.547 c(ii).2 Mudanças nos ativos do plano

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006

Valor justo dos ativos do plano no início do exercício 120.324 100.736 Retorno efetivo sobre os ativos do plano 13.476 22.809 Contribuições da Companhia 57.269 53.447 Perdas atuariais (3.837) Benefícios pagos (somente participantes inativos) (72.840) (56.668)

Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 114.392 120.324 c(ii).3 Condição financeira do plano

31 de dezembro

2007 2006

Total da obrigação com benefícios acumulada 476.830 463.347 Valor justo dos ativos do plano (114.392) (120.324 )

Posição do valor presente das obrigações líquidas 362.438 343.023

Passivo total em 31 de dezembro 362.438 343.023 Passivo total reconhecido pela Companhia sob os PCGA no Brasil (362.438 ) (343.023 )

Total dos ajustes ao patrimônio líquido sob os PCGA nos EUA

F - 110

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

c(ii).4 Custos pós-emprego periódicos líquidos

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

2007 2006 2005

Custo de serviço 2.056 7.325 6.448 Custo de juros 50.277 52.886 47.349 Retorno esperado sobre os ativos do plano (13.476 ) (9.161) (2.377) Amortizações Perda atuarial líquida 3.512 2.610 806 Obrigação de transição líquida não reconhecida 9.050 9.050 9.050

Custo pós-emprego periódico líquido sob os PCGA nos EUA 51.419 62.710 61.276

Custos pós-emprego considerados sob os PCGA no Brasil (38.857 ) (51.050) (51.420)

Ajuste ao lucro líquido sob os PCGA nos EUA (12.562 ) (11.660) (9.856)

Os componentes do custo pós-emprego periódico líquido projetado para 2008 são os seguintes: 2008

Custo de serviço 1.492 Custo de juros 52.527 Retorno esperado sobre os ativos (12.984) Amortizações Perda (ganho) atuarial líquida 9.050 Obrigação de transição inicial 3.656

Custo pós-emprego periódico líquido sob os PCGA nos EUA 53.741 c (iii) Efeito da provisão de reconhecimento inicial da SFAS 158

O FASB publicou a SFAS nº. 158, “Contabilidade de Planos de Pensão de Benefícios Definidos e de Outros Planos de Aposentadoria pelo Empregador” em setembro de 2006. Conforme exigido, a Companhia adotou essa declaração a partir de 31 de dezembro de 2006. A tabela a seguir ilustra os ajustes do efeito incremental da aplicação dessa declaração no balanço patrimonial consolidado de 31 de dezembro de 2006:

Efeito Antes da incremental da Após a aplicação da aplicação da aplicação da SFAS 158 SFAS 158 SFAS 158

Custo previdenciário pré-pago – ativo não- circulante 842.848 842.848 Passivo de benefícios previdenciários – LP (382.891) (135.136) (518.027) F - 111

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Efeito Antes da incremental da Após a aplicação da aplicação da aplicação da SFAS 158 SFAS 158 SFAS 158 Imposto de renda diferido – exigível a LP (240.622) (240.622) Outros lucros abrangentes acumulados 467.090 467.090 c(iv) Benefícios a pagar

Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia nos próximos dez anos e o total de benefícios para os cinco exercícios fiscais subseqüentes são apresentados abaixo:

Plano Outros Ano previdenciário Benefícios Total 2008 199.381 24.889 224.270 2009 202.474 25.503 227.976 2010 205.813 26.287 232.100 2011 208.936 27.141 236.078 2012 212.067 28.224 240.291 2013 215.264 29.405 244.669 2014 217.703 30.633 248.335 2015 219.367 31.911 251.278 2016 220.271 33.009 253.280 2017 220.658 34.227 254.885 2018 a 2022 1.097.744 185.339 283.083 c(v) Alocação de ativos e estratégia de investimentos

A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia no final de 2007 e 2006 e a alocação-meta para 2008, por categoria de ativos, são as seguintes:

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

Meta para 2008 2007 2006

Títulos mobiliários (a) 26,0% 26,4% 27,2% Imóveis (b) 1,6% 1,7% 2,1% Empréstimos (c) 1,2% 1,2% 1,3% Renda fixa (d) 70,7% 70,2% 68,6% Outros 0,5% 0,5% 0,8%

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

Os ativos do plano são avaliados conforme as seguintes pressuposições de valor justo de mercado: F - 112

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

(a) Títulos mobiliários – são avaliados conforme os preços de mercado com base nas cotações da Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA).

(b) Imóveis – os valores são determinados por avaliação periódica de valor justo com base em preços de mercado usando um relatório de avaliação independente. Esses avaliadores independents usam as seguintes metodologias de avaliação para avaliar os ativos: valores de mercado de ativos semelhantes ou custo de reposição.

(c) Empréstimos - são avaliados com base no valor atual dos fluxos de caixa embutidos nos empréstimos descontados à taxa cabível atual do mercado. Acreditamos que esse valor representa uma estimativa justa dos valores justos de mercado dos empréstimos.

(d) Renda Fixa - São títulos que rendem receita de juros com base em uma porcentagem da taxa de juros interbancária diária média e são, portanto, considerados valores de mercado.

A estratégia de investimentos do plano baseia-se em cenário macroeconômico de longo prazo. Esse cenário apresenta baixo risco no Brasil, crescimento econômico moderado, inflação e câmbio estáveis e taxas de juros moderadas. A composição planejada dos ativos é de renda fixa, títulos mobiliários, empréstimos e imóveis. A alocação prevista para renda fixa varia de 37% a 100%, a alocação prevista em títulos mobiliários é de até 50%, em imóveis é de até 8% e em empréstimos é de até 5%.

Em 31 de dezembro de 2007 e 2006, os ativos do plano previdenciário incluíam os seguintes títulos mobiliários emitidos pela COPEL:

Plano previdenciário de benefícios definidos 2007 2006

Debêntures 4.058 11.127 Ações 4.113 3.768

8.171 14.895

A Companhia espera contribuir com R$ 45.103 para o plano previdenciário e R$ 34.478 para o plano assistencial em 2008.

Informações adicionais

A COPEL também patrocina um plano de contribuição definida para todos os empregados.

As contribuições nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 foram de R$ 44.028, R$ 45.416 e R$ 41.647.

c(v) Concentração de risco de crédito F - 113

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

O risco de crédito com relação a contas a receber de consumidores é diversificado. A COPEL monitora continuamente as contas a receber de consumidores e limita sua exposição a créditos de liquidação duvidosa mediante o cancelamento dos serviços se a fatura estiver atrasada em um mês. As exceções incluem o fornecimento de energia elétrica que deve ser mantido por questões de segurança em geral ou de segurança nacional. A COPEL adquiriu eletricidade para revenda da Eletrobrás (Itaipu) no total de R$ 385.359, R$ 335.351 e R$ 464.423, correspondendo a 27,0%, 23,3% e 32,3% do custo de energia comprada para revenda, em 2007, 2006 e 2005, respectivamente. A Eletrobrás possui 1,1% das ações ordinárias da Companhia. c(vi) Novos padrões contábeis

Em junho de 2006, o FASB publicou a Interpretação FASB nº. 48 (FIN 48), “Contabilidade de Incerteza em Impostos sobre a Renda, uma Interpretação da Declaração FASB nº. 109”. A FIN 48 estabelece um atributo de teto e avaliação de valores para a contabilização em demonstrações contábeis e para a avaliação de uma posição fiscal tomada ou que deverá ser tomada quanto a declarações de ajuste anual de imposto de renda. Especificamente, os efeitos nas demonstrações contábeis de uma posição fiscal podem ser reconhecidos apenas quando se determina que é “provável” que, com base em seus méritos técnicos, essa posição fiscal será sustentada quando do exame pela autoridade fiscal competente. O montante reconhecido deverá ser medido como o maior montante de benefícios fiscais que excede 50% de probabilidade de ser reconhecido. Essa interpretação também aumenta as exigências de divulgação de imposto de renda. A Companhia aplicou os dispositivos dessa interpretação a partir do primeiro trimestre de 2007. A adoção desses padrões não apresentou impacto relevante sobre as demonstrações contábeis consolidadas da Companhia.

Em setembro de 2006, o FASB publicou a SFAS no. 157, “Avaliação de Valor Justo” (SFAS 157). A SFAS 157 define valor justo, estabelece um quadro para avaliação do valor justo e amplia as divulgações sobre avaliações do valor justo. A SFAS 157 se aplica sob outros pronunciamentos contábeis que exigem ou permitem avaliação de valor justo. A SFAS 157 não exige nenhuma nova avaliação de valor justo. Essa declaração se aplica a princípio a demonstrações contábeis publicadas para exercícios fiscais iniciados depois de 15 de novembro de 2007 (ano cronológico de 2008) e deve se aplicada prospectivamente a partir do início do ano em que é inicialmente aplicada. Para todas as avaliações de valor justo não recorrentes de ativos e passivos não financeiros, a declaração é aplicável para exercícios fiscais iniciados depois de 15 de novembro de 2008 (ano cronológico 2009). A Companhia está atualmente avaliando os dispositivos dessa declaração, mas, nesta data, não espera que a aplicação desse padrão altere sua prática atual. A Companhia aplicará as exigências da SFAS 157 à medida que transações ocorram.

Em fevereiro de 2007, o FASB publicou a SFAS nº. 159, “A Opção de Valor Justo para Ativos Financeiros e Passivos Financeiros”, que permite que as empresas optem por divulgar ativos e passivos financeiros selecionados pelo valor justo. Essa declaração exige que as empresas forneçam informações adicionais mostrando o efeito de sua escolha pelo uso de valor justo em seus lucros. Ela também exige que as empresas mostrem o valor justo dos ativos e passivos para os quais elas optaram por usar valor justo na capa do balanço patrimonial. A nova declaração não elimina exigências de divulgação incluídas em outros padrões contábeis, incluindo exigências de divulgação de avaliações de valor justo incluídas na SFAS 157, “Avaliações de Valor Justo”, e na SFAS 107, “Divulgações sobre Valor Justo de Instrumentos Financeiros”. A SFAS 159 é aplicável a partir do início do primeiro exercício fiscal de uma empresa iniciado após 15 de novembro de 2007. A Companhia optou por não

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aplicar a opção de valor justo a nenhum de seus ativos ou passivos financeiros em 1º de janeiro de 2008.

Em dezembro de 2007, o FASB publicou a SFAS 141 (R), “Fusão de Negócios”. A Declaração 141(R) estabelece princípios e requisitos para o reconhecimento e a avaliação por uma empresa que adquire outra em uma fusão dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos na transação; estabelece o valor justo na data de aquisição como o objetivo de avaliação para todos os ativos adquiridos e passivos assumidos; e exige que o adquirente divulgue para os investidores e para outros usuários todas as informações necessárias para avaliar e compreender a natureza e o efeito financeiro da fusão de negócios. Essa declaração será aplicável prospectivamente para fusões de negócios em que a data de aquisição seja no início ou posterior ao início do primeiro período anual de divulgação iniciado em 15 de dezembro de 2008 ou após essa data (ano cronológico 2009).

Em dezembro de 2007, o FASB também publicou a SFAS 160, “Participações Não Controladoras em Demonstrações Contábeis Consolidadas, uma alteração da ARB 51”. Essa declaração esclarece que uma participação não controladora (minoritária) em uma subsidiária é uma participação de propriedade na empresa que deve ser divulgada como patrimônio nas demonstrações contábeis consolidadas. Ela também exige que o lucro líquido consolidado inclua os montantes atribuíveis às participações tanto da holding quanto dos acionistas não controladores, com divulgação, na capa da demonstração consolidada de resultado, dos montantes atribuídos às participações da holding e dos acionistas não controladores. Essa declaração será aplicável prospectivamente para exercícios fiscais iniciados após 15 de dezembro de 2008 (ano cronológico 2009), com requisitos de apresentação e divulgação aplicados retrospectivamente a demonstrações contábeis comparativas. A Companhia está atualmente avaliando os dispositivos dessa declaração.

Em março de 2008, o FASB publicou a SFAS 161, “Divulgações sobre Instrumentos Derivativos e Atividades de Hedge” – uma alteração da Declaração FASB 133. Essa declaração exige divulgações adicionais sobre as atividades das empresas com derivativos e hedges e, portanto, melhora a transparência da divulgação financeira. Essa declaração é aplicável a demonstrações contábeis publicadas para exercícios fiscais e períodos provisórios iniciados depois de 15 de novembro de 2008, com aplicação antecipada sendo encorajada. Essa declaração encoraja, mas não exige, divulgações comparativas para períodos anteriores no momento de sua adoção. A administração da Companhia está avaliando os potenciais impactos dessa declaração sobre as demonstrações contábeis consolidadas da Companhia.

Em maio de 2008, o FASB publicou a SFAS 162, “A Hierarquia dos Princípios Contábeis Geralmente Aceitos”. Essa declaração identifica as fontes de princípios contábeis e o quadro para selecionar os princípios usados na preparação de demonstrações contábeis de entidades não governamentais que são apresentadas em consonância com os princípios contábeis geralmente aceitos dos Estados Unidos (US GAAP ou PCGA nos EUA). Essa declaração deverá ser aplicável 60 dias depois da aprovação pela SEC das alterações feitas pelo Conselho de Supervisão de Contabilidade de Sociedades Anônimas (PCAOB) à AU Seção 411, “O Significado de Apresentar Adequadamente em Conformidade com Princípios Contábeis Geralmente Aceitos”. A administração da Companhia está avaliando os potenciais impactos dessa declaração sobre suas demonstrações contábeis consolidadas.

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36 Informações financeiras não consolidadas condensadas da Companhia Paranaense de Energia - COPEL

As informações financeiras não consolidadas condensadas da Companhia Paranaense de Energia – COPEL de 31 de dezembro de 2007 e 2006 e para cada um dos três anos do período encerrado em 31 de dezembro de 2007 sob os PCGA no Brasil são apresentadas a seguir:

(a) Balanço patrimonial

2007 2006 Ativos Ativo circulante Disponibilidades 56.186 584.702 Dividendos a receber 700.225 760.282 Impostos a recuperar 79.328 72.298 Depósitos em garantia 2.806 Outros ativos líquidos 8 2

838.553 1.417.284

Ativo não circulante Partes relacionadas 795.933 739.359 Impostos a recuperar 125.712 61.101 Depósitos judiciais 34.730 47.935

956.375 848.395

Ativo permanente Investimentos 7.267.064 6.631.623

9.061.992 8.897.302

Passivo e patrimônio líquido Passivo circulante Empréstimos e financiamentos 20.223 9.243 Debêntures 168.599 822.404 Impostos e contribuição social 51.818 67.719 Dividendos e juros sobre o capital próprio 244.023 268.596 Outros 1.343 699

486.006 1.168.661

Passivo não circulante Empréstimos e financiamentos 400.032 92.787 Debêntures 733.360 866.680 Provisões para contingências 206.417 24.282 Partes relacionadas 368.622

1.339.809 1.352.371

Patrimônio líquido Capital social 4.460.000 3.875.000 Reservas de capital 838.340 817.293 Reservas de lucros 1.937.837 1.683.977

7.236.177 6.376.270

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

2007 2006 Passivo e patrimônio líquido totais 9.061.992 8.897.302

(b) Demonstração do resultado

2007 2006 2005 Receitas (despesas) operacionais Despesas com pessoal (5.621) (5.354 ) (4.485) Serviços de terceiros (5.249) (8.042 ) (6.449) Impostos e contribuição social (35) (1.761 ) (22.424) Provisões e reversões (197.130) 165.548 (238) Outras despesas, líquidas (1.145) (4.002 ) (2.986)

(209.180) 146.389 (36.582)

Resultado operacional antes do resultado financeiro e da participação nos resultados de coligadas (209.180 ) 146.389 (36.582 )

Resultado financeiro Receitas financeiras 90.891 45.221 15.199 Despesas financeiras (193.806) (174.457 ) (119.792)

(102.915 ) (129.236 ) (104.593)

Participação nos resultados de coligadas 1.346.836 1.317.590 635.163

Lucro operacional 1.034.741 1.334.743 493.988

Resultado não operacional, líquido 12.910 395 187

Imposto de renda e contribuição social 58.959 (92.458 ) 8.202

Lucro líquido do exercício 1.106.610 1.242.680 502.377

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 152.399 677.132 136.677

Atividades de investimento Participações em outras empresas: COPEL Transmissão (86.217 ) (3.400 ) COPEL Participações (518.526 ) (40.597 ) Outras (5.836 )

Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de investimento (5.836 ) (604.743 ) 43.997

Atividades de financiamento Empréstimos e financiamentos obtidos 334.9 82 (9.756 ) (417.495 ) Debêntures (717.738 ) 629.408 435.851 Dividendos pagos (292.323) (122.922 ) (98.734 )

Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de (675.079 ) 496.730 financiamento (80.378 )

Aumento (redução) das disponibilidades (528.516) 569.119 12.302

Disponibilidades – início do exercício 584.702 15.583 3.281

Disponibilidades – fim do exercício 56.186 584.702 15.583

Variação do caixa (528.516 ) 569.119 12.302

As informações a seguir dizem respeito às demonstrações contábeis não consolidadas condensadas da Companhia Paranaense de Energia – COPEL apresentadas acima:

• Impostos Diferidos - Em 31 de dezembro de 2007 e 2006, a Companhia Paranaense de Energia - COPEL contabilizou parte dos créditos fiscais oriundos do transporte de prejuízos fiscais, com base em projeções de geração futura de renda sujeita a imposto de renda e contribuição social, em período de até 10 anos.

• Partes relacionadas: A Companhia apresenta os seguintes saldos com partes relacionadas: 2007 2006

Ativo não circulante COPEL Geração e Transmissão 21.344 COPEL Distribuição 761.086 718.015 COPEL Empreendimentos Ltda 34.847

Total 795.933 739.359

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Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Passivo não circulante COPEL Geração e Transmissão 368.622

Total 368.622

• Investimentos - Em 31 de dezembro de 2007 e 2006, os investimentos em subsidiárias dividiam- se da seguinte forma: 2007 2006

COPEL Geração e Transmissão 3.144.442 2.509.233 COPEL Transmissão 1.063.740 COPEL Distribuição 2.663.911 1.689.286 COPEL Telecomunicações 193.735 184.287 COPEL Participações 1.226.802 1.180.415 Outros investimentos 38.174 4.662

7.267.064 6.631.623

• Debêntures - Informações sobre as debêntures da Companhia são apresentadas na Nota 17, itens a, b e c. • Provisão para contingências - A Companhia Paranaense de Energia – COPEL registrou reservas para contingências relativas à COFINS e ao PIS/PASEP. Ver Nota 21 para mais informações.

As provisões para contingências são apresentadas abaixo:

2007 2006

Contingências civis 16 15 Contingências fiscais: Ações fiscais 34.570 24.049 PIS/PASEP 218 218 COFINS 171.613

206.417 24.282

• Dividendos a receber - Os dividendos a receber são detalhados a seguir: 2007 2006 Coligadas e afiliadas COPEL Geração e Transmissão 504.688 644.418 COPEL Transmissão 60.014 COPEL Distribuição 178.300 52.913 COPEL Participações 17.237 2.893

700.225 760.238

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Consolidadas Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado

Outros investimentos 44

700.225 760.282

Restrição à transferência de fundos de subsidiárias - As subsidiárias indicadas abaixo qualificam-se como concessionárias de serviço público ou como produtores independentes de energia. Assim, todas as transferências de fundos à respectiva controladora, na forma de empréstimos ou adiantamentos, precisam de autorização da ANEEL. Essa restrição regulamentar não se aplica a dividendos em dinheiro fixados conforme a Lei das Sociedades Anônimas. Em 31 de dezembro de 2007, os ativos líquidos restritos totais das subsidiárias totalizavam R$ 6.588.376, divididos conforme apresentado abaixo: 2007 COPEL Geração e Transmissão S.A. 3.144.442 COPEL Distribuição S.A. 2.663.911 UEG Araucária Ltda. 662.218 Centrais Elétricas Rio Jordão – ELEJOR 117.805

Total 6.588.376

* * *

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Anexo 1.1

ESTATUTO SOCIAL

NOC 000100

Atualizado de acordo com alterações aprovadas na 172ª Assembléia Geral Extraordinária de 18.04.2008.

CNPJ: 76.483.817/0001-20 Inscr. Est.: 10.146.326-50 NIRE: 41300036535 Registro CVM: 1431-1 Registro SEC ON: 20441B308 Registro SEC PNB: 20441B407 Registro LATIBEX PNB: 29922 Rua Coronel Dulcídio, 800 Curitiba - Paraná - Brasil CEP: 80420-170 e-mail: [email protected] Web site: http://www.copel.com Fone: (41) 3322-3535 Fax: (41) 3331-4145 SUMÁRIO

CAPÍTULO I DA DENOMINAÇÃO, SEDE, FINS E DURAÇÃO ...... 03

CAPÍTULO II DO CAPITAL E DAS AÇÕES...... 03

CAPÍTULO III DA ADMINISTRAÇÃO ...... 05 Seção I ...... 05 Seção II DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ...... 05 Seção III DA DIRETORIA...... 06 Seção IV DAS NORMAS COMUNS AOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E AOS MEMBROS DA DIRETORIA...... 10

CAPÍTULO IV DO CONSELHO FISCAL...... 10

CAPÍTULO V DA ASSEMBLÉIA GERAL...... 11

CAPÍTULO VI DO EXERCÍCIO SOCIAL...... 11

CAPÍTULO VII DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS...... 12

CONVENÇÕES AG:...... ASSEMBLÉIA GERAL AGE:...... ASSEMBLÉIA GERAL EXTRAORDINÁRIA J.C.E.P.:.. JUNTA COMERCIAL DO ESTADO DO PARANÁ DOE PR:...... DIÁRIO OFICIAL DO ESTADO DO PARANÁ DOU: ...... DIÁRIO OFICIAL DA UNIÃO

Observação: texto original arquivado na J.C.E.P., sob o nº 17.340, em 16.06.1955, e publicado no DOE PR de 25.06.1955. Anexo 1.1

CAPÍTULO I - DA DENOMINAÇÃO , SEDE , FINS E DURAÇÃO

Art. 1º A Companhia Paranaense de Energia, abreviadamente "COPEL", é uma sociedade de economia mista por ações, de capital aberto, destinada a: a) pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer fontes de energia; b) pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, a transfor- mação, o transporte, o armazenamento, a distribuição e o comércio de e- nergia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, de combus- tíveis e de matérias-primas energéticas; c) estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservató- rios, bem como outros empreendimentos, visando ao aproveitamento múl- tiplo das águas; d) prestar serviços de informações e assistência técnica, quanto ao uso racional da energia, a iniciativas empresariais que visem à implantação e desenvolvimento de atividades econômicas de interesse para o desenvolvimento do Estado; e e) desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a COPEL e para o Estado do Paraná, ficando autorizada para estes fins e para os previstos nas alíneas “b” e “c”, a participar, majoritária ou minoritariamente, de consórcios ou companhias com empresas privadas. Parágrafo único : Para execução das atividades referidas neste artigo e das demais atividades necessárias à consecução dos fins sociais, a Companhia poderá participar de outras sociedades, observada a legislação aplicável. Art. 2º A Sociedade tem sede e foro na cidade de Curitiba, à Rua Coronel Dulcídio nº 800, podendo, entretanto, a critério da Diretoria, criar ou extinguir filiais, agências ou escritórios, nesta mesma cidade ou em qualquer outra parte do território nacional ou estrangeiro. Art. 3º É indeterminado o prazo de duração da Companhia

CAPÍTULO II - DO CAPITAL E DAS AÇÕES

Art. 4º O capital social integralizado é de R$ 4.460.000.000,00 (quatro bilhões, qua- trocentos e sessenta milhões de reais), representado por 273.655.375 (duzentos e setenta e três milhões, seiscentos e cinqüenta e cinco mil e trezentas e setenta e cinco) ações, sem valor nominal, sendo 145.031.080 (cento e quarenta e cinco milhões, trinta e um mil e oitenta) ações ordinárias e 128.624.295 (cento e vinte e oito milhões, seiscentos e vinte e quatro mil e duzentas e noventa e cinco) ações preferenciais e, destas, 398.342 (trezentos e noventa e oito mil e trezentas e quarenta e duas) são ações classe “A” e 128.225.953 (cento e vinte e oito milhões, duzentos e vinte e cinco mil e no- vecentas e cinqüenta e três) são ações classe “B”. §1º O capital social poderá ser aumentado, mediante deliberação do Conselho de Administração e independentemente de reforma estatutária, até o limite de 500.000.000 (quinhentos milhões) de ações. § 2º Os aumentos de capital poderão ser efetuados com a emissão de ações preferenciais classe “B”, sem guardar proporção com as classes existentes ou com as ações ordinárias, respeitando o limite estabelecido no pa- rágrafo 2º do artigo 15 da Lei nº 6.404/76. § 3º As emissões de ações, bônus de subscrição, debêntures ou outros títulos mobiliários, até o limite do capital autorizado, poderão ser aprovadas com exclusão do direito de preferência, nos termos do artigo 172 da Lei nº 6.404/76. § 4º As debêntures poderão ser simples ou conversíveis em ações nos termos do artigo 57 da Lei nº 6.404/76. Art. 5º As ações serão nominativas. Art. 6º As ações preferenciais não terão direito a voto e serão de classes “A” e “B”. § 1º As ações preferenciais classe “A” terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos de 10% (dez por cento) ao ano, a serem entre elas rateados igualmente, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de ações, integralizado até 31 de dezembro do ano findo. § 2º As ações preferenciais classe “B” terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos, a serem entre elas rateados igualmente, correspondentes à parcela do valor equivalente a 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 e seus parágrafos, da Lei nº 6.404/76, calculada proporcionalmente ao capital próprio a esta espécie e classe de ações, integralizado até 31 de dezembro do ano findo. § 3º Os dividendos assegurados pelo parágrafo anterior às ações preferenciais classe “B” serão prioritários apenas em relação às ações ordinárias e somente serão pagos à conta dos lucros remanescentes depois de pagos os dividendos prioritários das ações preferenciais classe “A”. § 4º O dividendo a ser pago por ação preferencial, independente de classe, se- rá, no mínimo, 10% (dez por cento) superior ao que for atribuído a cada ação ordinária, conforme o disposto no inciso II do parágrafo 1º do artigo 17, da Lei nº 6.404/76, com a redação determinada pela Lei nº 10.303, de 31 de outubro de 2001. § 5º As ações preferenciais adquirirão o direito de voto se, pelo prazo de 3 (três) exercícios consecutivos, não lhes forem pagos os dividendos míni- mos a que fazem jus na forma dos parágrafos 1º, 2º e 3º deste artigo, observado o disposto em seu parágrafo 4º. Art. 7º A Sociedade poderá emitir títulos múltiplos de ações e cautelas que proviso- riamente os representem. É facultada ao acionista a substituição de títulos simples de suas ações por títulos múltiplos, bem como converter, a todo tempo, estes naqueles, correndo por conta do interessado as despesas de conver- são. § 1º As ações preferenciais classe “A” poderão ser convertidas em ações preferenciais classe “B”, vedada a conversão destas ações naquelas e a con- versão de quaisquer ações preferenciais em ações ordinárias e vice-versa. § 2º Fica a Companhia autorizada a, mediante deliberação do Conselho de Administração, implantar o sistema de ações escriturais, a serem mantidas em contas de depósito, em instituição financeira autorizada. § 3º A Sociedade poderá, mediante autorização do Conselho de Administra- ção, adquirir suas próprias ações, observadas as normas estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários. Art. 8º Nas Assembléias Gerais, cada ação ordinária dará direito a um voto.

CAPÍTULO III - DA ADMINISTRAÇÃO SEÇÃO I Art. 9º A Companhia será administrada pelo Conselho de Administração e pela Dire- toria. Art. 10 A representação da Companhia é privativa da Diretoria.

SEÇÃO II DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO Art. 11 O Conselho de Administração será composto de 7 (sete) ou 9 (nove) membros, brasileiros, acionistas, residentes no País, eleitos pela Assembléia Ge- ral, podendo dele fazer parte 2 (dois) Secretários de Estado e o Diretor Pre- sidente da Companhia. § 1º Integrará obrigatoriamente o Conselho de Administração um empregado da Companhia, escolhido e indicado pelos demais na forma da legislação estadual pertinente. § 2º Os membros do Conselho de Administração terão mandato de 2 (dois) anos, podendo ser reeleitos. § 3º No mínimo três membros do Conselho de Administração comporão o Co- mitê de Auditoria da Copel, o qual será regulado por regimento interno específico. Art. 12 O Presidente do Conselho de Administração será indicado pelo acionista controlador, sendo substituído, em suas ausências e impedimentos, pelo Conse- lheiro escolhido por seus pares. Art. 13 No caso de renúncia, ou vaga, no Conselho de Administração, os membros remanescentes designarão um substituto até que se realize a Assembléia Ge- ral para preencher a vaga. Art. 14 O Conselho de Administração reunir-se-á ordinariamente de três em três meses e extraordinariamente sempre que necessário, obedecida a convocação por seu Presidente, por carta, telegrama, fax ou e-mail, com antecedência mínima de 72 horas, funcionando com a presença de maioria simples de seus membros. Art. 15 Compete ao Conselho de Administração: I fixar a orientação geral dos negócios da Companhia; II eleger, destituir, aceitar renúncia, substituir Diretores da Companhia e fixar-lhes as atribuições, na forma do presente Estatuto; III aprovar as indicações feitas pela Diretoria, na forma do artigo 20, inciso XIII, deste Estatuto; IV fiscalizar a gestão dos Diretores, examinar livros, documentos e atos obrigacionais da Companhia, como facultado em Lei; V convocar, por seu Presidente ou Secretário Executivo, a Assembléia Ge- ral; VI dirigir, aprovar e revisar o plano anual dos trabalhos de auditoria interna dos processos de negócio e da gestão da Companhia; VII manifestar-se sobre o relatório da administração e as contas da Direto- ria; VIII autorizar o lançamento e aprovar a subscrição de novas ações, na forma do § 2º do artigo 4º, fixando todas as condições de e- missão; IX estabelecer critérios para a alienação e/ou cessão em comodato de bens do ativo permanente, a constituição de ônus reais e a prestação de garantias, quando o valor da operação ultrapassar a 2% (dois por cento) do patrimônio líquido e receber relatório da Diretoria sempre que o valor acumulado dessas operações atingir 5% (cinco por cento), na forma do artigo 20, inciso IX, deste Estatuto Social; X escolher e destituir auditores independentes; XI decidir sobre outros casos que lhe forem submetidos pela Diretoria ou determinados pela Assembléia Geral; XII estabelecer critérios para a participação da Companhia em outras sociedades, recomendando a aprovação dessa participação pela Assembléia de acionistas quando for o caso, bem como fiscalizar as atividades pertinentes a tais participações; XIII deliberar sobre a organização das sociedades das quais a Companhia participe; XIV deliberar sobre a cessação da participação da Companhia em outras sociedades; e XV organizar os serviços de secretaria necessários ao apoio de suas atividades, que também colaborarão com a atuação do Conselho Fiscal, a critério deste, e por seu Presidente, designar e requisitar empregados da Companhia para exercê-los. Parágrafo único : Serão arquivadas no Registro do Comércio e publicadas as atas das reuniões do Conselho de Administração que conti- verem deliberações destinadas a produzir efeitos perante terceiros. Art. 16 Compete ao Presidente do Conselho de Administração conceder licença a seus membros, presidir as reuniões, dirigir os trabalhos e proferir, além do voto pessoal, o de qualidade. As licenças do Presidente serão concedidas pelo Conselho.

SEÇÃO III DA DIRETORIA Art. 17 A Companhia terá uma Diretoria com funções executivas, composta de 7 (sete) membros, acionistas ou não, todos residentes no País, brasileiros ou maioria de brasileiros, eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de três (3) anos, podendo ser reeleitos, sendo: um Diretor Presidente; um Dire- tor de Administração; um Diretor de Finanças, Relações com Investidores e de Controle de Participações; um Diretor Jurídico; um Diretor de Distribui- ção; um Diretor de Engenharia; e um Diretor de Geração e Transmissão de Energia e de Telecomunicações. Art. 18 Nos casos de impedimento temporário ou licença de qualquer membro da Di- retoria, o Diretor Presidente poderá designar, para substituí-lo, outro Diretor. Art. 19 Em caso de falecimento, renúncia ou impedimento definitivo de qualquer membro da Diretoria, caberá ao Conselho de Administração, dentro de 30 (trinta) dias da ocorrência da vaga, eleger o substituto, que completará o mandato do substituído. Até que se realize a eleição, poderá a Diretoria designar um substituto provisório. A eleição, contudo, poderá ser dispensada, se a vaga ocorrer no ano em que deva terminar o mandato da Diretoria então em exercício. Art. 20 São atribuições e deveres da Diretoria: I gerir todos os negócios da Companhia, para o que ficará investida de todos os poderes que a legislação e este Estatuto lhe conferem, considerando-se a Companhia obrigada pela assinatura conjunta de 2 (dois) Di- retores, sendo um deles o Presidente; II organizar o regulamento dos serviços internos da Companhia; III determinar a orientação dos trabalhos e negócios da Companhia, ouvido o Conselho de Administração, quando couber; IV decidir sobre a criação e extinção de cargo ou função, fixar remunera- ções e organizar o Regulamento do Pessoal da Companhia; V distribuir e aplicar o lucro apurado na forma estabelecida neste Estatu- to; VI cumprir o Estatuto da Companhia e as deliberações da Assembléia Geral e do Conselho de Administração; VII resolver os casos extraordinários, inclusive questões de conflitos de interesses entre Diretorias; VIII resolver todos os negócios da Companhia que não forem da competência privativa da Assembléia Geral ou do Conselho de Administração; IX recomendar ao Conselho de Administração a aquisição de bens imóveis, assim como a alienação, cessão em comodato ou oneração de quaisquer bens pertencentes ao patrimônio da Sociedade e a prestação de garantias, quando tais operações forem de valor superior a 2% (dois por cento) do patrimônio líquido e deliberar quando forem de valor inferior a esse limite, além de encaminhar relatório a todos os membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal sempre que o valor acumulado dessas operações atingir 5% (cinco por cento); X fazer-se presente, através de seu Presidente ou Diretor por ele designado, à Assembléia Geral Ordinária; XI conceder licença a seus membros; XII negociar e firmar instrumentos de gestão com as sociedades referidas no § 6º deste artigo, podendo delegar essas atribuições aos respectivos administradores, entendidos como tais aqueles que o ato constitutivo de cada sociedade assim definir; XIII indicar os diretores e os membros dos conselhos de administração e dos conselhos fiscais das sociedades previstas no § 6º deste artigo, e em todas aquelas em que a Companhia ou suas Subsidiárias Integrais tenham ou venham a ter participação societária; e XIV deliberar sobre a participação da Companhia em novos empreendimentos, participações em leilões e exploração de quaisquer fontes de energia e submetê-las ao Conselho de Administração, quando for o caso, conforme competência estabelecida no inciso XII do artigo 15 deste Es- tatuto Social. § 1º As atribuições decorrentes das competências constantes dos artigos 21 a 27 deste Estatuto poderão ser definidas ou detalhadas pelo Conselho de Administração, pelo Presidente da Sociedade ou ainda por normas aprovadas pela Diretoria em colegiado. § 2º Poderá qualquer dos Diretores representar individualmente a Companhia, na celebração de convênios e em operações de comodato, locação e aqui- sição de bens e serviços, observadas normas internas aprovadas pela Di- retoria, facultando-se-lhes, para tanto, constituir mandatários dentre empregados da Sociedade. § 3º A Sociedade poderá constituir procuradores com poderes especiais e expressos para atos e operações especificados, e bem assim procuradores com poderes "ad negotia" para assinar quaisquer documentos de responsabilidade da Companhia, especificada no instrumento a duração do mandato. § 4º Sem prejuízo do disposto no art. 21, item IV, deste Estatuto, a represen- tação da Companhia em juízo, em depoimento pessoal, poderá também ser exercida por advogado ou por outro empregado designado pelo Dire- tor Presidente. § 5º As deliberações da Diretoria serão tomadas por maioria de votos. Se, po- rém, da deliberação tomada divergir o Diretor Presidente, poderá este, sustando os efeitos daquela, apelar, em 5 (cinco) dias, para o Conselho de Administração. § 6º As atividades relativas à geração de produtos e serviços, inerentes ao objeto social da Companhia e de competência da Diretoria, serão executadas por sociedades nas quais a Companhia participe, que terão as seguintes atribuições: a) planejar, organizar, coordenar, comandar e controlar o negócio da Companhia sob sua responsabilidade; b) obter os resultados técnicos, mercadológicos e de rentabilidade acor- dados com a Diretoria por intermédio dos instrumentos de gestão; e c) atender às diretrizes da Companhia, especialmente as administrativas, técnicas, financeiras e contábeis, bem como às condições definidas nos respectivos instrumentos de gestão.

Art. 21 Compete ao Diretor Presidente: I dirigir e coordenar os trabalhos da Diretoria; II superintender e dirigir os negócios da Companhia; III admitir, transferir, promover, punir ou dispensar empregados, conceder- lhes licença e abonar-lhes falta, observadas as prescrições legais, podendo delegar tais funções; IV representar a Companhia, ativa e passivamente, em Juízo ou fora dele, e, de modo geral, em suas relações com terceiros, podendo para tal constituir procuradores, bem como designar e autorizar prepostos; V assinar os documentos de responsabilidade da Companhia, observado o disposto no artigo 20, inciso I, e § 2º; VI apresentar à Assembléia Geral Ordinária o relatório anual dos negócios da Companhia, ouvido o Conselho de Administração; VII exercer as funções de Secretário Executivo do Conselho de Administra- ção, quando não o estiver presidindo; VIII coordenar as relações político-institucionais da Companhia com orga- nismos governamentais e privados; IX prover os recursos para a realização das atividades de auditoria interna; e X dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relacionados ao planejamento empresarial integrado, gestão integrada do desempenho empresarial, marketing, comunicação, meio ambiente, responsabilidade social, ouvidoria, registros societários, comunicação oficial dos Diretores e governança corporativa.

Art. 22 Compete ao Diretor de Administração: I dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relacionados a recursos humanos, logística de serviços, suprimento, tecnologia da informação, planejamento organizacional, gestão da cultura, do conhecimento e da qualidade e segurança empresarial;

Art. 23 Compete ao Diretor de Finanças, Relações com Investidores e de Controle de Participações: I dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relativos a gestão e planejamento econômico, financeiro, tributário, contábil, patrimonial e or- çamentário, aplicações e investimentos no mercado financeiro, relações com investidores e com instituições ou órgãos de fiscalização e controle do mercado de capitais; II coordenar e aprovar os estudos de mercado, tarifas, preços e descontos de compra e venda dos produtos e serviços e desenvolver políticas e diretrizes relacionadas aos assuntos de comercialização de energia; III representar a Companhia em suas relações com a Comissão de Valores Mobiliários - CVM e Securities and Exchange Commission - SEC, acionistas, investidores, Bolsas de Valores, Banco Central do Brasil e demais órgãos ou entidades atuantes no mercado de capitais nacional e internacional; IV dirigir e coordenar a atuação da Companhia junto aos órgãos fiscaliza- dores federais, estaduais, municipais e reguladores, nos assuntos relacionados a suas atividades; e V dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relativos aos estudos para aquisição e à gestão da participação da Companhia em outras sociedades ou associações.

Art. 24 Compete ao Diretor Jurídico: I dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relativos ao assessora- mento jurídico-institucional e à defesa dos interesses sob o aspecto legal da Companhia; II aprovar os pareceres e pronunciamentos; III indicar advogado ou outro empregado a ser designado pelo Diretor Pre- sidente para representar a Companhia em juízo, em depoimento pessoal, de acordo com o disposto no art. 20, parágrafo 4º deste Estatuto; e IV definir a contratação de advogados autônomos, sociedades de advogados, juristas e peritos visando a defesa dos interesses da Companhia, mediante o patrocínio de causas específicas em que ela seja parte, a e- laboração de estudos, pareceres e laudos técnicos a serem utilizados em juízo ou fora dele.

Art. 25 Compete ao Diretor de Distribuição: I dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relacionados a pesquisa, estudos, planejamento técnico, construção, operação e manutenção do sistema de distribuição de energia, atendimento a consumidores, presta- ção de serviços ao mercado cativo e exploração de produtos e serviços relacionados à distribuição de energia; II promover e coordenar estudos de previsão do crescimento do mercado de energia, dos montantes a serem adquiridos nos leilões de energia, dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST, do balanço energético, e promover as ações para comercialização de energia da Distribuição; III dirigir as atividades ou coordenar a pesquisa, planejamento técnico, ex- pansão, concepção, operação e manutenção de sistemas de transporte e transformação de energia elétrica da rede de conexão; e IV planejar e executar os programas de eficientização energética.

Art. 26 Compete ao Diretor de Engenharia: I dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relacionados a pesquisa, estudos, planejamento técnico, expansão, concepção e construção de sistemas de geração e de transmissão de energia; II coordenar e promover os estudos e a implementação de oportunidades de novos negócios, com ou sem associação com terceiros, alinhadas às estratégias da Companhia, e a escolha dos parceiros estratégicos para esses empreendimentos; III coordenar e fomentar a pesquisa e o desenvolvimento (P&D) em todas as áreas da Companhia e o desenvolvimento de projetos na área de tecnologias não convencionais e fontes alternativas de energia; IV coordenar a execução da prestação de serviços pela Companhia a terceiros, nas áreas das atividades referidas nos incisos anteriores; e V elaborar o balanço energético relativo ao Estado do Paraná.

Art. 27 Compete ao Diretor de Geração e Transmissão de Energia e de Telecomu- nicações: I dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relacionados a operação e manutenção de sistemas de geração e transmissão de energia; II dirigir as atividades ou coordenar os assuntos relacionados a pesquisa, estudos, planejamento técnico, construção, operação e manutenção de serviços de telecomunicações e atendimento corporativo e a clientes; e III coordenar a execução da prestação de serviços pela Companhia a terceiros, nas áreas das atividades referidas nos incisos anteriores.

SEÇÃO IV DAS NORMAS COMUNS AOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMI- NISTRAÇÃO E AOS MEMBROS DA DIRETORIA Art. 28 Os administradores apresentarão, no início e no fim da gestão, declaração de bens na forma da Lei. Art. 29 A remuneração dos Administradores será fixada anualmente pela Assembléia Geral Ordinária, podendo ser alterada por decisão da Assembléia Geral Ex- traordinária.

CAPÍTULO IV - DO CONSELHO FISCAL

Art. 30 A Companhia terá um Conselho Fiscal composto de 5 (cinco) membros efetivos e 5 (cinco) suplentes, acionistas ou não, eleitos anualmente pela Assem- bléia Geral. Art. 31 O Conselho Fiscal funcionará permanentemente e se reunirá quando convoca- do por seu Presidente . Parágrafo único: O Presidente do Conselho Fiscal será eleito por seus pares. Art. 32 Os membros do Conselho Fiscal perceberão a remuneração fixada pela As- sembléia que os eleger, observado o mínimo legal. Art. 33 O Conselho Fiscal funcionará com as atribuições e competências, deveres e responsabilidades, estabelecidas em Lei.

CAPÍTULO V - DA ASSEMBLÉIA GERAL

Art. 34 A Assembléia Geral constituir-se-á pelos acionistas regularmente convocados e formando número legal, os quais assinarão Livro de Presença, observadas as demais disposições legais. Art. 35 A Assembléia Geral reunir-se-á ordinariamente dentro dos 4 (quatro) primeiros meses de cada ano, em dia, lugar e hora previamente marcados, nos termos da Lei, e extraordinariamente, quando convocada. Parágrafo único : A Assembléia Geral será instalada pelo Presidente do Con- selho de Administração ou, na sua ausência e impedimento, por outro Conselheiro, e dirigida pelo Diretor Presidente ou por um acionista escolhido, na ocasião, pelos acionistas presentes. Para compor a mesa diretora dos trabalhos, o Presidente da Assembléia convidará, dentre os presentes, um ou dois acionistas para servirem como Secretários. Art. 36 Os acionistas poderão fazer-se representar por procuradores, que preencham os requisitos legais. Art. 37 A convocação será feita com observância da antecedência mínima de 30 (trinta) dias da data da realização da Assembléia e, à falta de "quorum" de insta- lação, far-se-á segunda convocação com antecedência mínima de 8 (oito) dias, anunciadas as convocações pela imprensa, e os documentos relativos à respectiva pauta serão disponibilizados aos Acionistas na mesma data da convocação. Art. 38 O "quorum" de instalação de Assembléias Gerais, bem como o das delibera- ções, serão aqueles determinados na legislação vigente.

CAPÍTULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL

Art. 39 Em 31 de dezembro de cada ano, a Companhia encerrará o seu exercício social, ocasião em que serão levantados o Balanço Geral e demais demonstrações financeiras exigidas em Lei, observando-se, quanto aos resultados, as seguintes regras: I do resultado do exercício serão deduzidos, antes de qualquer participa- ção, os prejuízos acumulados e a provisão para o imposto de renda; II do lucro do exercício, 5% (cinco por cento) serão aplicados na constitu- ição da Reserva Legal, que não excederá de 20% (vinte por cento) do capital social; III a Companhia poderá registrar como reserva os juros sobre investimentos, realizados mediante a utilização de capital próprio, nas obras em andamento; e IV outras reservas poderão ser constituídas pela Companhia, na forma e limites legais. § 1º Os acionistas têm direito de receber como dividendo obrigatório, em cada exercício, 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido, ajustado de acordo com o art. 202 e seus parágrafos, da Lei nº 6.404/76, calculado conforme estabelecido no art. 6º e seus parágrafos, deste Estatuto. § 2º O dividendo não será obrigatório no exercício social em que a Adminis- tração informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser ele incompatível com a situação financeira da Companhia. § 3º Os lucros que deixarem de ser distribuídos nos termos do § 2º serão registrados como reserva especial e, se não absorvidos por prejuízos em exercícios subseqüentes, deverão ser distribuídos tão-logo o permita a situação financeira da Companhia. § 4º Na forma da lei, serão submetidos ao Tribunal de Contas do Estado, até o dia 30 de abril de cada ano, os documentos da administração relativos ao exercício social imediatamente anterior. Art. 40 A Companhia poderá levantar balanços semestrais e a Administração poderá antecipar a distribuição de dividendos intermediários, "ad referendum" da Assembléia Geral.

CAPÍTULO VII - DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 41 A dissolução e a liquidação da Sociedade far-se-ão de acordo com o que dis- puser a Assembléia Geral, obedecidas as prescrições legais a respeito. Art. 42 Na hipótese de retirada de acionistas ou de fechamento de capital, o montante a ser pago pela Sociedade a título de reembolso pelas ações detidas pelos acionistas que tenham exercido direito de retirada, nos casos autorizados por lei, deverá corresponder ao valor econômico de tais ações, a ser apurado de acordo com o procedimento de avaliação aceito pela Lei nº 6.404/76, sempre que tal valor for inferior ao valor patrimonial. Art. 43 As reuniões de diretoria das Subsidiárias Integrais terão caráter meramente formal, devendo obrigatoriamente refletir decisões anteriores da Diretoria da Companhia Paranaense de Energia – COPEL.

COMPANHIAPARANAENSE DE ENERGIA- COPEL

THE BANK OF NEW YORK

Na qualidade de Depositário

PROPRIETÁRIOS E PROPRIETÁRIOS BENEFICIÁRIOS DE

AÇÕES DEPOSITÁRIAS AMERICANAS

Contrato de Depósito

Datado de 21 de março de 1996

Alterado e Consolidado em 21 de novembro de 2007

CONTRATO DE DEPÓSITO

CONTRATO DE DEPÓSITO datado de 21 de março 1996, conforme alterado e consolidado em 21 de novembro de 2007, entre a COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA-COPEL, sociedade limitada de economia mista constituída segundo as leis da República Federativa do Brasil (doravante designada a Sociedade), THE BANK OF NEW YORK, sociedade bancária de Nova York (doravante designado o Depositário), e todos os Proprietários e Proprietários Beneficiários periodicamente de Recibos Depositários Americanos emitidos nos termos deste Contrato. E S T A B E L E C E: CONSIDERANDO QUE a Sociedade e o Depositário celebraram um Contrato de Depósito datado de 21 de março de 1996 relativo às ações ordinárias da Sociedade (o "Contrato de Depósito da COPEL"); CONSIDERANDO QUE a Sociedade e o Depositário desejam, agora, alterar o Contrato de Depósito da COPEL para, entre outros, estabelecer a criação de Ações Depositárias Americanas não certificadas. CONSIDERANDO QUE a Sociedade deseja providenciar, conforme estabelecido a seguir neste Contrato de Depósito, o depósito de Ações (conforme definido a seguir) da Sociedade, periodicamente, junto ao Depositário ou ao Custodiante (conforme definido a seguir), como agente do Depositário para os efeitos previstos no Contrato de Depósito, a criação de Ações Depositárias Americanas representativas das Ações assim depositadas, em circunstâncias específicas, e a assinatura e entrega de Recibos Depositários Americanos consubstanciando as Ações Depositárias Americanas; e CONSIDERANDO QUE os Recibos Depositários Americanos devem ter substancialmente a forma contida no Anexo A anexo a este Contrato, com as devidas inserções, modificações e omissões, conforme estabelecido a seguir neste Contrato de Depósito Alterado e Consolidado; ISSO POSTO, considerando as premissas, as partes contratantes acordam que, nos termos do Parágrafo 6.01 deste Contrato de Depósito, este Contrato de Depósito será alterado e consolidado como segue: CLÁUSULA 1. DEFINIÇÕES As seguintes definições serão aplicáveis para todos os efeitos, a menos que haja evidente indicação do contrário, às respectivas expressões utilizadas neste Contrato de Depósito: PARÁGRAFO 1.01 Ações Depositárias Americanas A expressão "Ações Depositárias Americanas" significará os títulos representativos de participações nos Títulos Depositados e consubstanciados pelos Recibos emitidos segundo este instrumento. Cada Ação Depositária Americana representará a quantidade de Ações especificada no Anexo A deste Contrato de Depósito, até a ocorrência de uma distribuição sobre os Títulos Depositados cobertos pelo Parágrafo 4.03 ou uma alteração nos Títulos Depositados cobertos pelo Parágrafo 4.08, ou por outra forma, com relação aos quais Recibos adicionais não estejam assinados nem entregues e, posteriormente, as Ações Depositárias Americanas consubstanciarão o valor das Ações ou dos Títulos Depositados especificados naqueles Parágrafos. PARÁGRAFO 1.02 Proprietário Beneficiário A expressão "Proprietário Beneficiário" será qualquer pessoa que possua uma participação beneficiária em qualquer Ação Depositária Americana. PARÁGRAFO 1.03 Dia Útil A expressão "Dia Útil" significará qualquer dia no qual as leis não exijam nem autorizem os bancos a fechar nas cidades de São Paulo, Brasil, Curitiba, Brasil, e Nova York, Nova York. PARÁGRAFO 1.04 Banco Central A expressão "Banco Central" significará o Banco Central do Brasil e seus sucessores. PARÁGRAFO 1.05 Estatuto A expressão "Estatuto" significará o Estatuto Social da Sociedade. PARÁGRAFO 1.06 Comissão A expressão "Comissão" significa a Comissão de Bolsas e Valores Mobiliários dos Estados Unidos ou qualquer órgão governamental sucessor nos Estados Unidos. PARÁGRAFO 1.07 Sociedade A expressão "Sociedade" significará a Companhia Paranaense de Energia - COPEL, sociedade limitada de economia mista constituída segundo as leis da República Federativa do Brasil, e seus sucessores. PARÁGRAFO 1.08 Custo diante A expressão "Custodiante" significa a sede social em São Paulo, Brasil, do [Banco Itaú, S/A], na qualidade de agente do Depositário para os efeitos deste Contrato de Depósito e qualquer outra firma ou sociedade que possa ser nomeada pelo Depositário futuramente segundo os termos do Parágrafo 5.05, como custodiante ou custodiantes substituto(s) ou adicional(is) nos termos deste Contrato, conforme o contexto exigir, e também significará todos eles, conjuntamente. PARÁGRAFO 1.09 CVM A expressão "CVM" significará a Comissão de Valores Mobiliários do Brasil. PARÁGRAFO 1.10 Contrato de Depósito A expressão "Contrato de Depósito" significa este Contrato de Depósito alterado e consolidado, inclusive seu Anexo A, conforme o mesmo possa ser alterado periodicamente de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito.

PARÁGRAFO 1.11 Depositário; Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica A expressão "Depositário" significa The Bank of New York, sociedade bancária de Nova York, e qualquer sucessor na qualidade de depositário nos termos deste Contrato. A expressão "Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica", quando empregada com relação ao Depositário, significa o escritório do Depositário localizado em 101 Barclay Street, Nova York, Nova York 10286, na data deste Contrato de Depósito. PARÁGRAFO 1.12 Títulos Depositados A expressão "Títulos Depositados" a qualquer momento significa as Ações então depositadas ou consideradas depositadas (inclusive conforme previsto nos termos do Parágrafo 2.09) nos termos deste Contrato de Depósito e todos e quaisquer outros títulos, bens e dinheiro recebidos ou considerados recebidos pelo Depositário ou pelo Custodiante com relação às referidas Ações depositadas ou em seu lugar e então detidas nos termos deste Contrato, sujeito, quanto ao dinheiro, ao disposto no Parágrafo 4.05. PARÁGRAFO 1.13 Dólares; Reais A expressão "Dólares" significará dólares norte-americanos. A expressão "Reais" significará a moeda legal do Brasil. PARÁGRAFO 1.14 Moeda Estrangeira A expressão "Moeda Estrangeira" significará a moeda outra que não Dólares. PARÁGRAFO 1.15 Agente de Registro Estrangeiro A expressão "Agente de Registro Estrangeiro" significa a pessoa jurídica que atualmente cumpre as funções de agente de registro das Ações ou qualquer sucessor na qualidade de agente de registro das ações e qualquer outro agente nomeado da Sociedade para a transferência e o registro de Ações. PARÁGRAFO 1.16 Proprietário A expressão ‘Proprietário’significa a pessoa em cujo nome um Recibo esteja registrado nos livros do Depositário mantidos para esse fim. PARÁGRAFO 1.17 Pré-Liberação A expressão "Pré-Liberação" terá o significado estabelecido no Parágrafo 2.09. PARÁGRAFO 1.18 Recibos A expressão "Recibos" significa os Recibos Depositários Americanos emitidos nos termos deste Contrato, consubstanciando Ações Depositárias Americanas, conforme os mesmos possam ser alterados periodicamente de acordo com as disposições deste instrumento. PARÁGRAFO 1.19 Agente de Registro A expressão "Agente de Registro" significa qualquer banco ou sociedade de fidúcia com escritório no Distrito de Manhattan, na Cidade de Nova York, que será nomeado para registrar Recibos e transferências de Recibos conforme previsto neste Contrato. PARÁGRAFO 1.20 Títulos Restritos. O termo "Títulos Restritos" significa Ações ou Ações Depositárias Americanas adquiridas direta ou indiretamente da Sociedade ou de suas afiliadas (conforme definido na Norma 144), ou que forem detidas por qualquer diretor, conselheiro (ou pessoas que desempenhar funções semelhantes) ou outra afiliada da Sociedade, ou que exigiria registro segundo a Lei de Valores Mobiliários com relação à respectiva oferta e venda nos Estados Unidos da América, ou que estejam sujeitas a outras restrições de venda ou depósito segundo as leis dos Estados Unidos da América ou do Brasil.

PARÁGRAFO 1.21 Norma 144. A expressão "Norma 144" significará a Norma 144, conforme periodicamente alterada, nos termos da Lei de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1933. PARÁGRAFO 1.22 Lei de Valores Mobiliários. A expressão "Lei de Valores Mobiliários" significa a Lei de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1933, conforme periodicamente alterada. PARÁGRAFO 1.23 Lei de Bolsa de Valores Mobiliários A expressão "Lei de Bolsa de Valores Mobiliários" significa a Lei de Bolsa de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1934, conforme periodicamente alterada. PARÁGRAFO 1.24 Ações. A expressão "Ações" significa ações ordinárias da Sociedade anteriormente emitidas, em circulação e totalmente integralizadas, não sujeitas a chamada e livres de quaisquer direitos de preferência dos detentores de Ações em circulação ou que vierem a ser validamente emitidas, subscritas, em circulação e totalmente integralizadas, não sujeitas a chamada e livres de quaisquer direitos de preferência dos detentores de Ações em circulação ou certificados provisórios representativos dessas Ações. CLÁUSULA 2 MODELO DE RECIBOS, DEPÓSITO DE AÇÕES; ASSINATURA E ENTREGA, TRANSFERÊNCIA E DEVOLUÇÃO DE RECIBOS

PARÁGRAFO 2.01 Modelo e Transferibilidade de Recibos. Os Recibos Definitivos terão substancialmente a forma contida no Anexo A anexo a este Contrato de Depósito, com as inserções, modificações e omissões apropriadas, conforme previsto a seguir. Nenhum Recibo terá direito a quaisquer benefícios nos termos deste Contrato de Depósito nem será válido ou obrigatório para qualquer fim, a menos que esse Recibo tenha sido assinado pelo Depositário com a assinatura manual de um signatário devidamente autorizado do Depositário; ressalvado, entretanto, que essa assinatura poderá ser mecânica se um Agente de Registro dos Recibos tiver sido nomeado, co-assinado pela assinatura manual de um diretor devidamente autorizado do Agente de Registro. Os Recibos poderão ser emitidos em denominações de qualquer número inteiro de Ações Depositárias Americanas. O Depositário deverá manter livros nos quais cada Recibo assim assinado e entregue conforme previsto a seguir e a transferência de cada um desses Recibos será registrado. Os Recibos contendo a assinatura manual de um signatário devidamente autorizado do Depositário, que era a qualquer momento signatário competente do Depositário, obrigarão o Depositário, mesmo que esse signatário tenha deixado de ocupar esse cargo antes da assinatura e da entrega desses Recibos pelo Agente de Registro ou que não ocupava esse cargo na data da emissão desses Recibos. Os Recibos poderão ser endossados ou ter incorporados no seu texto as legendas ou considerandos ou modificações não inconsistentes com as disposições deste Contrato de Depósito ou com quaisquer disposições do Estatuto Social ou das leis brasileiras que possam ser exigidos de forma razoável pelo Depositário para cumprir qualquer lei ou regulamentos aplicáveis daquele instrumento ou as normas e regulamentos de qualquer bolsa de valores na qual Ações Depositárias Americanas possam ser cotadas ou para adequar-se a qualquer costume correspondente, ou para indicar quaisquer limitações ou restrições especiais às quais quaisquer Recibos específicos estejam sujeitos em virtude da data de emissão dos respectivos Títulos Depositados ou de outra forma. A titularidade de um Recibo (e das Ações Depositárias Americanas consubstanciadas pelo mesmo), se devidamente endossado ou acompanhado dos devidos instrumentos de transferência, será transferível mediante entrega com o mesmo efeito que no caso de um cambial; ressalvado, entretanto, que o Depositário e a Sociedade, não obstante qualquer notificação em contrário, poderá tratar o Proprietário do mesmo como o proprietário absoluto do mesmo para fins de determinar a pessoa com direito à distribuição de dividendos ou outras distribuições ou a qualquer notificação prevista neste Contrato de Depósito e para todos os outros fins. PARÁGRAFO 2.02 Depósito de Ações Sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, Ações, ou comprovação de direitos de receber Ações, na medida em que permitido por este Parágrafo 2.09., poderão ser depositadas mediante a entrega das mesmas (incluindo por crédito escritural) a qualquer Custo diante nos termos deste Contrato, acompanhadas de qualquer instrumento ou instrumentos de transferência devido (s), ou endosso, em forma satisfatória ao Custo diante, juntamente com todos os outros certificados que possam ser exigidos pelo Depositário, pelo Custo diante ou pela Sociedade, de acordo com o disposto neste Contrato de Depósito e, se o Depositário o exigir, juntamente com uma ordem escrita instruindo o Depositário a assinar e a entregar para, ou mediante ordem por escrito de, a pessoa ou pessoas indicadas nessa ordem, um Recibo ou Recibos pela quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esse depósito. Nenhuma Ação será aceita para depósito a menos que acompanhada de comprovação satisfatória de forma razoável para o Depositário de que qualquer aprovação necessária foi concedida pelo órgão ou órgãos governamental(is) do Brasil que esteja(m) regulando câmbio. Se exigido pelo Depositário, as Ações apresentadas para depósito a qualquer momento, quer ou não os livros de transferência da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, estejam fechados, também serão acompanhadas de (i) um contrato ou cessão, ou outro instrumento satisfatório ao Depositário, prevendo a pronta transferência a um Custo diante de qualquer dividendo, ou do direito de subscrição de Ações adicionais ou de receber outros bens que qualquer pessoa em cujo nome as Ações estejam ou tenham sido registradas possa receber futuramente sobre ou com relação a essas Ações depositadas, ou em vez do mesmo, o contrato de indenização ou outro contrato que seja satisfatório ao Depositário e (ii) se as Ações forem registradas em nome da pessoa em cujo nome elas sejam apresentadas para depósito, um procurador ou procuradores autorizando o Custo diante a exercer o direito de voto das referidas Ações depositadas, na medida em que permitido nos termos das leis brasileiras e do Estatuto Social, para todos e quaisquer fins, até que as Ações sejam registradas em nome do Custodiante ou de seus designados. Mediante a solicitação e sujeito ao risco e as expensas de qualquer pessoa que pretenda depositar Ações e por conta dessa pessoa, o Depositário poderá receber certificados de Ações a serem depositados, juntamente com os outros documentos ora especificados, para fins de encaminhar esses certificados de ações ao Custodiante para depósito nos termos deste Contrato. Quando de cada entrega a um Custodiante de Ações a serem depositadas nos termos deste Contrato, juntamente com os outros documentos especificados acima, referido Custodiante deverá, assim que a transferência e averbação possam ser feitas, apresentar essa prova de titularidade à Sociedade ou ao Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, para transferência e averbação das Ações sendo depositadas em nome do Depositário ou seu designado ou referido Custo diante ou seu designado, às custas e a expensas da pessoa que efetue tal depósito (ou em cujo benefício tal depósito seja efetuado) e deverá obter prova satisfatória de referido registro. Os Títulos Depositados serão mantidos pelo Depositário ou por um Custodiante por conta e à ordem do Depositário ou em outro local ou locais que o Depositário indicar. PARÁGRAFO 2.03 Assinatura e Entrega de Recibos Quando do recebimento por qualquer Custodiante de qualquer depósito segundo o Parágrafo 2.02 deste instrumento (e, além disso, se os livros de transferência da sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, estiverem abertos, o Depositário poderá, a seu exclusivo critério, exigir o devido reconhecimento ou outra comprovação da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, conforme o caso, de que quaisquer Títulos Depositados foram averbados nos livros da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, em nome do Depositário ou de seu designado ou de referido Custodiante ou de seu designado), juntamente com os outros documentos exigidos, conforme especificado acima, referido Custodiante deverá notificar o Depositário desse depósito e a pessoa ou as pessoas às quais ou mediante cuja ordem escrita um Recibo ou Recibos devam ser entregues com relação às mesmas e da quantidade de Ações Depositárias Americanas a serem consubstanciadas pelos mesmos. Essa notificação será feita por carta ou, mediante a solicitação, sujeito ao risco e as expensas da pessoa que fizer o depósito, por telegrama, telex ou transmissão de fax. Após receber essa notificação de referido Custodiante, ou mediante o recebimento de Ações pelo Depositário, o Depositário, sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, deverá, o mais rapidamente possível, assinar e entregar em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica, para ou à ordem da pessoa ou das pessoas com direito aos mesmos, um Recibo ou Recibos, registrados no nome ou nos nomes e consubstanciando qualquer quantidade autorizada de Ações Depositárias Americanas solicitadas por essa pessoa ou pessoas, mas somente mediante o pagamento ao Depositário da remuneração do Depositário pela assinatura e entrega desse Recibo ou desses Recibos conforme previsto no Parágrafo 5'.09, e de todos os impostos e encargos e taxas governamentais, se houver, devidos com relação a esse depósito e à transferência dos Títulos Depositados. O Depositário não emitirá Recibos, exceto em conformidade com este Parágrafo 2.03 e com os Parágrafos 2.04, 2.07, 2.09, 4.03, 4.04 e 4.08. PARÁGRAFO 2.04 Transferência de Recibos; Agrupamento e Desmembramento de Recibos O Depositário, sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, deverá registrar as transferências de Recibos em seus livros de transferência periodicamente, quando de qualquer devolução de um Recibo, pelo Proprietário em pessoa ou por um procurador devidamente autorizado, devidamente endossado ou acompanhado dos instrumentos de transferência competentes, e devidamente selados conforme possa ser exigido pelas leis do Estado de Nova York e dos Estados Unidos da América. O Depositário deverá então assinar um novo Recibo ou novos Recibos e entregar os mesmos à ou à ordem da pessoa com direito aos mesmos. O Depositário, sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, deverá quando da devolução de um Recibo ou Recibos para fins de efetuar um desmembramento ou agrupamento desse Recibo ou Recibos, assinar e entregar um novo Recibo ou novos Recibos para qualquer quantidade autorizada de Ações Depositárias Americanas solicitadas, consubstanciando a mesma quantidade global de Ações Depositárias Americanas que o Recibo ou os Recibos devolvidos. . O Depositário poderá nomear, mediante uma notificação prévia de pelo menos 20 dias à Sociedade, um ou mais co-agentes de transferência, conforme razoavelmente aceitável para a Sociedade, com o fim de efetuar transferências, agrupamentos e desmembramentos de Recibos nos escritórios designados de transferência em nome do Depositário. Ao cumprir suas funções, um co-agente de transferência poderá exigir prova de poderes e observância das leis aplicáveis e outras exigências pelos Proprietários ou pelas pessoas com direito aos Recibos e terá direito a proteção e indenização na mesma medida que o Depositário. PARÁGRAFO 2.05 Devolução de Recibos e Retirada de Ações Quando da devolução no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário de um Recibo para fins de retirada dos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, e quando do pagamento da remuneração do Depositário pela devolução de Recibos conforme previsto no Parágrafo 5.09 e do pagamento de todos os impostos e encargos governamentais, se houver, devidos com relação a essa devolução e à retirada dos Títulos Depositados, e sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, do Estatuto, das disposições dos Títulos Depositados ou que rejam os Títulos Depositados e das leis aplicáveis, o Proprietário desse Recibo terá o direito à entrega, a ele ou mediante sua ordem, da quantidade de Títulos Depositados então representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo. A entrega desses Títulos Depositados poderá ser feita mediante (a) (i) a entrega de certificados em nome desse Proprietário ou conforme a sua ordem ou certificados devidamente endossados ou acompanhados dos instrumentos de transferência competentes a esse Proprietário ou a sua ordem, ou (ii) transferência escritural das Ações representadas por referido Recibo para uma conta em nome de referido proprietário, conforme por ele determinado, e (b) entrega de quaisquer outros títulos, bens e dinheiro aos quais esse proprietário tenha então direito com relação a esses Recibos a esse Proprietário ou a sua ordem. Essa entrega será feita, o mais rapidamente possível, conforme previsto a seguir. O Depositário poderá exigir que um recibo devolvido para esses fms seja devidamente endossado em branco ou acompanhado dos respectivos instrumentos de transferência em branco, e se o Depositário assim exigir, o Proprietário do mesmo deverá assinar e entregar ao Depositário uma ordem por escrito instruindo o Depositário a fazer com que os Títulos Depositados sejam retirados e sejam entregues para ou mediante ordem por escrito da pessoa ou das pessoas indicada(s) nessa ordem. O Depositário deverá então, o mais rapidamente possível, instruir o Custodiante a entregar no escritório de referido Custo diante, em São Paulo, Brasil, sujeito aos Parágrafos 2.06, 3.01 e 3.02 e aos outros termos e condições deste Contrato de Depósito e do Estatuto Social, para ou mediante a ordem por escrito da pessoa ou das pessoas indicadas na ordem entregue ao Depositário conforme previsto acima, a quantidade de Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, ressalvado que o Depositário poderá efetuar a entrega a essa pessoa ou pessoas no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário de quaisquer dividendos ou distribuições com relação aos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, ou de qualquer produto da venda de quaisquer dividendos, distribuições ou direitos, que possam ser então detidos pelo Depositário. Mediante a solicitação e sujeito ao risco e as expensas de qualquer Proprietário que devolver um Recibo dessa maneira, e por conta desse Proprietário, o Depositário deverá instruir o Custodiante a encaminhar qualquer dinheiro ou outros bens (que não sejam direitos) compreendendo, e encaminhar um certificado ou certificados e outros instrumentos competentes de titularidade dos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo ao Depositário para entrega no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário. Essa instrução será dada por carta ou, mediante a solicitação e sujeito ao risco e as expensas desse Proprietário, por telegrama, telex ou transmissão de fax. Nem o Depositário nem o Custodiante entregarão Ações, mediante entrega física, escritural ou por outra forma (que não à Sociedade ou seu agente, conforme previsto no Parágrafo 4.08) nem por outra forma permitirão que as Ações sejam retiradas do serviço criado pelo presente instrumento, exceto mediante o recebimento e o cancelamento de Recibos. PARÁGRAFO 2.06 Limitações sobre Assinatura e Entrega, Transferência e Devolução de Recibos Como uma condição precedente para a assinatura e entrega, registro de transferência, desmembramento, combinação ou devolução de qualquer Recibo, a entrega ou qualquer distribuição, ou a retirada de quaisquer Títulos Depositados, a Sociedade, o Depositário, o Custodiante ou o Agente de Registro poderá exigir um pagamento pelo depositante das Ações ou do apresentador do Recibo em valor suficiente para reembolsá-Io por qualquer imposto ou outro encargo governamental e qualquer taxa de transferência ou registro de ações com relação ao mesmo (inclusive qualquer imposto, encargo ou taxa relativos às Ações que estão sendo depositadas ou retiradas) e o pagamento de quaisquer taxas do Depositário, conforme disposto no Parágrafo 5.09, poderá exigir a apresentação de prova satisfatória para ele quanto à identidade e autenticidade de qualquer assinatura e poderá também exigir o cumprimento de quaisquer regulamentos razoáveis que o Depositário e a Sociedade possam estabelecer, compatíveis com as disposições deste Contrato de Depósito, inclusive, entre outros, esta Cláusula 2.06, bem como quaisquer regulamentos considerados necessários ou desejáveis pelo Depositário ou pelo Custodiante para facilitar o cumprimento com quaisquer normas ou regulamentações aplicáveis do Banco Central (ou da CVM). A entrega de Recibos contra os depósitos de Ações em geral ou contra depósitos de Ações específicas poderá ser suspensa, ou a transferência de Recibos em casos especiais poderá ser recusada, ou o registro da transferência de Recibos em circulação, ou o agrupamento ou desmembramento de Recibos em geral poderá ser suspenso, durante qualquer periodo em que os livros de transferência do Depositário forem encerrados, ou se qualquer desses atos for considerado necessário ou conveniente pelo Depositário ou pela Sociedade a qualquer momento ou periodicamente, em razão de qualquer exigência da lei ou de qualquer governo ou órgão ou comissão governamental, ou segundo qualquer disposição deste Contrato de Depósito, ou por qualquer outra razão, sujeito às disposições da sentença a seguir. Não obstante qualquer disposição em contrário neste Contrato de Depósito ou nos Recibos, a devolução de Recibos em circulação e a retirada de Titulos Depositados somente poderão ser suspensas para (i) atrasos temporários causados pelo fechamento dos livros de transferência do Depositário ou da Sociedade ou o depósito das Ações com relação a votação em uma assembléia geral de acionistas, ou o pagamento de dividendos, (ii) o pagamento de taxas, impostos e encargos semelhantes, (iii) o cumprimento de quaisquer leis ou regulamentos governamentais estrangeiros ou do EUA com relação aos Recibos ou à retirada dos Titulos Depositados, ou (iv) qualquer outra razão que possa ser a qualquer momento especificada no parágrafo I(A)(l) das Instruções Gerais do Formulário F-6, conforme periodicamente em vigor, ou qualquer disposição posterior. Sem limitar o acima exposto, o Depositário não aceitará conscientemente para depósito segundo este Contrato de Depósito quaisquer Ações que devam ser registradas segundo as disposições da Lei de Valores Mobiliários, a menos que uma declaração de registro esteja em vigor com relação a essas ações. O Depositário cumprirá todas as instruções escritas da Sociedade de que o Depositário não aceitará para depósito segundo este instrumento quaisquer Ações identificadas nessas instruções, nas épocas e segundo as circunstâncias que possam ser razoavelmente especificadas nessas instruções, a fim de facilitar o cumprimento pela Sociedade das leis de valores mobiliários nos Estados Unidos. PARÁGRAFO 2.07 Recibos Perdidos etc. Se qualquer Recibo for mutilado, destruído, perdido ou furtado, o Depositário deverá assinar e entregar um novo Recibo de prazo igual, em troca e substituição desse Recibo mutilado, mediante o cancelamento do mesmo, ou em troca ou em substituição desse Recibo destruído, perdido ou furtado. Antes de o Depositário assinar e entregar um novo Recibo em substituição de um Recibo destruído, perdido ou furtado, o Proprietário do mesmo deverá ter (a) apresentado ao Depositário (i) uma solicitação dessa assinatura e dessa entrega antes do Depositário ser informado de que o Recibo foi adquirido por um comprador de boa-fé e (ii) caução de indenização suficiente e (b) cumprido quaisquer outras exigências razoáveis impostas pelo Depositário. PARÁGRAFO 2.08 Cancelamento e Destruição de Recibos Devolvidos Todos os Recibos devolvidos ao Depositário serão cancelados pelo Depositário. O Depositário está autorizado a destruir os Recibos assim cancelados, sujeito ao Parágrafo 2.10. PARÁGRAFO 2.09 Pré-Liberação de Recibos O Depositário poderá emitir Recibos contra direitos a receber Ações da Sociedade (ou por qualquer agente da Sociedade que registrar a propriedade de Ações). Nenhuma emissão de Recibos será considerada uma "Pré-Liberação" sujeita às restrições do parágrafo a seguir. A menos que solicitado por escrito pela Sociedade para deixar de assim proceder, o Depositário poderá, não obstante o Parágrafo 2.03 deste Contrato, assinar e entregar Recibos anteriormente ao recebimento de Ações segundo o Parágrafo 2.02 (uma "Pré-Liberação"). O Depositário poderá, segundo o Parágrafo 2.05, entregar Ações mediante o recebimento e o cancelamento de Recibos que foram Pré-Liberados, quer ou não esse cancelamento seja anterior ao término dessa Pré-Liberação ou o Depositário saiba que esse Recibo foi Pré-Liberado. O Depositário poderá receber Recibos em vez de Ações em satisfação de uma Pré-Liberação. Cada Pré-Liberação será (a) precedida ou acompanhada de declaração e contrato por escrito da pessoa a quem Recibos devam ser entregues (o "Pré-Liberado"), de que o Pré-Liberado, ou seu cliente, (i) possui as Ações ou os Recibos a serem remetidos, conforme o caso, (ii) cede todos os direitos, titularidade e interesse beneficiários nessas Ações ou Recibos, conforme o caso, ao Depositário em sua referida qualidade e em benefício dos Proprietários, e (iii) não praticará nenhum ato relativo a essas Ações ou Recibos, conforme o caso, incompatível com a transferência da propriedade beneficiária (inclusive, sem o consentimento do Depositário, alienando tais Ações ou Recibos, conforme o caso que não em cumprimento dessa Pré- Liberação), (b) sempre totalmente garantida com dinheiro, títulos do governo norte-americano ou outros bens que o Depositário determinar, de boa-fé, que ofereça liquidez e garantia substancialmente semelhantes, (c) rescindível pelo Depositário mediante o envio de notificação com no máximo 5 (cinco) Dias Úteis de antecedência, e (d) sujeita às outras indenizações e normas de crédito que o Depositário considerar convenientes. A quantidade de Ações não depositadas, porém representadas por Ações Depositárias Americanas em circulação a qualquer momento em decorrência de Pré-Liberações não poderá, normalmente, ser superior a 30% (trinta por cento) das Ações depositadas nos termos deste Contrato; ressalvado, entretanto, que o Depositário reserva-se o direito de desconsiderar esse limite periodicamente conforme ele considerar conveniente de forma razoável e poderá, com o prévio consentimento por escrito da Sociedade, alterar esse limite para fins de aplicação geral. O Depositário também fixará limites em Dólares com relação às operações de Pré-Liberação a serem realizadas nos termos deste Contrato com qualquer Pré-Liberado em especial, caso a caso, conforme o Depositário julgar conveniente. Para fins de permitir ao Depositário cumprir com suas obrigações aos Proprietários segundo o Contrato de Depósito, a garantia referida no item (b) acima será detida pelo Depositário para garantir o cumprimento das obrigações do Pré-Liberado perante o Depositário com relação a uma operação de Pré-Liberação, inclusive a obrigação do Pré-Liberado de entregar Ações ou Recibos mediante a rescisão de uma operação de Pré-Liberação (e não constituirá, para evitar dúvidas, Títulos Depositados nos termos deste Contrato). O Depositário poderá reter em seu próprio nome qualquer remuneração por ele recebida com relação às disposições acima. PARÁGRAFO 2.10 Manutenção de Registros O Depositário obriga-se a manter ou fazer com que seus agentes mantenham registros de todos os Recibos devolvidos e Títulos Depositados retirados segundo o Parágrafo 2.05, substituir Recibos entregues segundo o Parágrafo 2.07, e Recibos cancelados ou destruídos segundo o Parágrafo 2.08, segundo os procedimentos normalmente seguidos pelos agentes de transferência de ações localizados na Cidade de Nova York ou conforme exigido pelas leis ou normas que regem o Depositário. Antes de destruir qualquer de tais registros, o Depositário notificará a Sociedade e entregará referidos registros à Sociedade, mediante sua solicitação. PARÁGRAFO 2.11 Ações Depositárias Americanas Não-Certificadas; Sistema de Registro Direto DTC. Independentemente de qualquer disposição em contrário neste Contrato de Depósito: (a) Ações Depositárias Americanas poderão ser títulos certificados consubstanciados por Recibos ou títulos não-certificados. O modelo de Recibo anexo como Anexo A a este Contrato de Depósito resume os termos e condições e será o prospecto exigido nos termos da Lei de Valores Mobiliários de 1933, tanto para Ações Depositárias Americanas certificadas quanto não-certificadas. Exceto pelas disposições deste Contrato de Depósito que, por sua natureza, não se aplicam a Ações Depositárias Americanas não- certificadas, todas as disposições deste Contrato de Depósito serão aplicáveis, mutatis mutandis, tanto às Ações Depositárias Americanas certificadas quanto não certificadas. (b) (i) O termo" entregar", ou sua forma substantivada, quando utilizado com relação a Recibos, significará (A) transferência escritural de Ações Depositárias Americanas para uma conta na The Depository Trust Company, ou sua sucessora ("DTC"), indicada pela pessoa autorizada a realizar referida entrega, consubstanciando Ações Depositárias Americanas registradas no nome solicitado por aquela pessoa, (B) registro de Ações Depositárias Americanas não consubstanciadas por um Recibo nos livros do Depositário no nome solicitado pela pessoa autorizada a realizar referida entrega, e envio àquela pessoa de uma declaração confirmado aquele registro ou, (C) se solicitado pela pessoa com direito à referida entrega, entrega no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário à pessoa com direito à referida entrega de um ou mais Recibos. (ii) O termo "devolução", quando utilizado com relação aos Recibos, significará (A) uma ou mais transferências escriturais de Ações Depositárias Americanas à conta DTC do Depositário, (B) entrega ao Depositário, em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica, de instruções para devolver Ações Depositárias Americanas não consubstanciadas por um Recibo ou (C) devolver ao Depositário, em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica, um ou mais Recibos consubstanciando Ações Depositárias Americanas. (c) Ações Depositárias Americanas não consubstanciadas por Recibos serão transferíveis como títulos registrados não-certificados nos termos das leis de Nova York. (d) O Depositário terá o dever de registrar uma transferência, no caso de Ações Depositárias Americanas não-certificadas, mediante recebimento de instruções adequadas do Proprietário (incluindo, para que se evitem dúvidas, instruções por meio de DRS e Perfil, conforme estabelecido no subparágrafo (f), abaixo). O Depositário, mediante devolução de um Recibo para os fins de trocar suas Ações Depositárias Americanas, cancelará aquele Recibo e enviará ao Proprietário uma declaração confirmando que o Proprietário é proprietário do mesmo número de Ações Depositárias Americanas não-certificadas consubstanciadas pelo Recibo devolvido. O Depositário, mediante recebimento de instruções adequadas (incluindo, para que se evitem dúvidas, instruções por meio de DRS e Perfil, conforme estabelecido no subparágrafo (f), abaixo) do Proprietário de Ações Depositárias Americanas não-certificadas para os fins de trocá-las por Ações Depositárias Americanas certificadas, assinará e entregará ao Proprietário um Recibo consubstanciando o mesmo número de Ações Depositárias Americanas certificadas. (e) Mediante o preenchimento das condições para substituição de um Recibo rasgado, perdido, destruído ou roubado, o Depositário entregará ao Proprietário as Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por aquele Recibo na forma não-certificada, a menos que de outra forma solicitado pelo Proprietário. (f) (i) As partes reconhecem que o Sistema de Registro Direto ("DRS") e o Sistema de Modificação de Perfil ("Perfil") serão aplicáveis a Ações Depositárias Americanas não-certificadas mediante sua aceitação do DRS pela DTC. DRS é o sistema administrado pela DTC, segundo o qual o Depositário poderá registrar a propriedade de Ações Depositárias Americanas não-certificadas, a qual será comprovada por declarações periódicas emitidas pelo Depositário aos Proprietários autorizados para tanto. Perfil é um recurso solicitado pelo DRS, a qual permite que um participante DTC, alegando agir em nome de um Proprietário de Ações Depositárias Americanas, instrua o Depositário a registrar a transferência daquelas Ações Depositárias Americanas à DTC ou a seu designado e a entregar referidas Ações Depositárias Americanas à conta DTC daquele participante DTC sem o recebimento, pelo Depositário, de autorização prévia do Proprietário para registrar referida transferência. (ii) Em relação e nos termos dos acordos e procedimentos relativos ao DRS/ Perfil, as partes entendem que o Depositário não verificará, determinará ou por outra forma averiguará se o participante DTC que alegue estar agindo em nome de um Participante, ao solicitar um registro de transferência e entrega conforme descrito no subparágrafo, (i) tem poderes efetivos para agir em nome do Proprietário (independentemente de quaisquer exigências nos termos do Código Comercial Uniforme). Para que se evitem dúvidas, as disposições dos Parágrafos 5.03 e 5.08 serão aplicáveis às questões resultantes do uso do DRS. As partes acordam que a observância e cumprimento, pelo Depositário, das instruções recebidas pelo Depositário por meio do Sistema DRS/ Perfil e de acordo com este Contrato de Depósito não constituirão negligência ou má-fé por parte do Depositário. CLÁUSULA 3 DETERMINADAS OBRIGAÇÕES DE PROPRIETÁRIOS DE RECIBOS.

PARÁGRAFO 3.01 Provas de Apresentação, Certificados e Outras Informações Qualquer pessoa que apresentar Ações para depósito ou qualquer Proprietário de um Recibo poderá ser obrigado periodicamente a apresentar ao Depositário ou ao Custodiante a prova de cidadania ou residência, a aprovação de controle de câmbio, propriedade legal ou beneficiária de Recibos, Títulos Depositados ou outros valores mobiliários, observância de todas as leis, regulamentos ou termos aplicáveis deste Contrato de Depósito ou dos Recibos, ou as informações relativas ao registro nos livros da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se cabível, a assinar os certificados e a prestar as declarações e garantias que o Depositário possa considerar razoavelmente necessárias ou adequadas ou que a Sociedade possa razoavelmente exigir. O Depositário poderá reter a entrega ou o registro de transferência de qualquer Recibo ou a distribuição de qualquer dividendo ou a venda ou distribuição de direitos ou o produto da mesma ou a entrega de quaisquer Títulos Depositados até que essa prova ou outras informações sejam apresentadas ou esses certificados sejam assinados ou essas declarações e garantias sejam prestadas. O Depositário informará à Sociedade, de maneira tempestiva, sobre a disponibilidade de quaisquer de referidas das comprovações, certificados ou outras informações, devendo fornecer cópias de referidos documentos à Sociedade, tão rapidamente quanto praticável mediante solicitação pela Sociedade, a menos que referida divulgação seja proibida por lei. PARÁGRAFO 3.02 Obrigação do Proprietário Referente a Impostos Se qualquer imposto ou outro encargo governamental tornar-se devido com relação a qualquer Recibo ou quaisquer Títulos Depositados representados por qualquer Recibo, esse imposto ou outro encargo governamental será pagável pelo Proprietário desse Recibo. O Depositário poderá recusar-se a efetuar qualquer transferência desse Recibo ou qualquer agrupamento ou desmembramento desse Recibo, ou a retirada de Títulos Depositados representados por Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo até que esse pagamento seja efetuado, e poderá reter quaisquer dividendos ou outras distribuições, ou poderá vender por conta do Proprietário do mesmo todos ou quaisquer dos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, e poderá aplicar esses dividendos ou outras distribuições ou o produto de qualquer dessas vendas no pagamento desse imposto ou outro encargo governamental (e quaisquer impostos ou despesas decorrentes dessa venda), sendo que o Proprietário desse Recibo permanecerá responsável por qualquer valor a menor. PARÁGRAFO 3.03 Garantias sobre Depósito de Ações Toda pessoa que depositar ações nos termos deste Contrato de Depósito será assim considerada ter declarado e garantido que essas Ações e cada certificado correspondente, se houver, e as Ações objeto dessas Ações foram validamente emitidos, estão totalmente integralizadas, não estão sujeitas a chamada de capital e livres de quaisquer direitos de preferência dos detentores de Ações em circulação e que a pessoa que fizer esse depósito está devidamente autorizada a fazê-lo. Cada uma dessas pessoas também será considerada como tendo declarado e garantido que, exceto com relação ao depósito inicial e a qualquer depósito permitido nos termos do presente instrumento, de acordo com o Parágrafo 4.03, 4.04 ou 4.09, referida pessoa não é nem deverá se tornar, a qualquer momento enquanto referida pessoa detenha Recibos ou qualquer participação beneficiária sobre Recibos, uma afiliada da Sociedade. Além disso, todas as pessoas que depositem Ações nos termos deste Contrato de Depósito também serão consideradas como tendo declarado e garantido que referidas Ações e Recibos consubstanciando Ações Depositárias Americanas representativas dessas Ações não seriam Títulos Restritos. As referidas declarações e garantias subsistirão ao depósito de Ações e à emissão de Recibos. PARÁGRAFO 3.04 Divulgação de Interesses. Na medida em que as disposições de quaisquer Títulos Depositados ou que os rejam (incluindo o Estatuto Social ou as leis aplicáveis) possam exigir a divulgação da propriedade beneficiária ou de outra propriedade de Títulos Depositados, outras Ações e outros valores mobiliários à sociedade e possam estabelecer a transferência em bloco e votação ou outros direitos para executar referida divulgação ou limitar referida propriedade, o Depositário envidará seus melhores esforços razoáveis sob as circunstâncias para cumprir as instruções da Sociedade relativas aos Recibos com relação a qualquer de tais execuções ou limitações, e os Proprietários e Proprietários Beneficiários cumprirão todas as referidas exigências de divulgação e propriedade e deverão cooperar com o cumprimento, pelo Depositário, com referidas instruções da Sociedade. CLÁUSULA 4 OS TÍTULOS DEPOSITADOS.

PARÁGRAFO 4.01 Distribuições em Dinheiro Sempre que o Depositário ou seu representante, em seu nome, receber qualquer dividendo em dinheiro ou outra distribuição de dinheiro referente a quaisquer Títulos Depositados, o Depositário deverá, ou deverá fazer com que seu representante, tão rapidamente quanto possível (e em qualquer caso em um (1) Dia Útil) após seu recebimento de referido dividendo ou distribuição (a menos que de outra forma proibido ou prevenido por lei), sujeito ao disposto no Parágrafo 4.05, converter esse dividendo ou essa distribuição em Dólares, transferir referidos Dólares para os Estados Unidos e distribuirá, o mais rapidamente possível, o valor assim recebido (líquido da remuneração do Depositário conforme previsto no Parágrafo 5.09) aos Proprietários com direito aos mesmos, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados detidos por cada um deles, respectivamente; ressalvado, entretanto, que se a Sociedade, o Depositário ou o Custo diante for obrigado a reter e efetivamente retiver dessa distribuição de dividendo em dinheiro ou outra distribuição em dinheiro um valor a título de impostos, o valor distribuído ao Proprietário dos Recibos consubstanciando Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados será reduzido de forma correspondente. O Depositário deverá distribuir somente quantias que possam ser distribuídas sem distribuir a qualquer Proprietário uma fração de um centavo, e qualquer saldo que não seja assim distribuído será detido pelo Depositário (sem responsabilidade pelos juros sobre ele incidentes) e será adicionado e formará parte do próximo valor recebido pelo Depositário para distribuição aos proprietários de Recibos então em circulação. PARÁGRAFO 4.02 Distribuições Não em Dinheiro, Ações ou Direitos Sujeito ao disposto no Parágrafo 4.11 e Parágrafo 5.09, sempre que o Depositário receber qualquer distribuição que não seja uma distribuição descrita nos Parágrafos 4.01, 4.03 ou 4.04, o Depositário poderá, o mais prontamente possível, fazer com que os valores mobiliários ou bens recebidos por ele sejam distribuídos aos Proprietários com direito aos mesmos, na proporção da Quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados detidos por cada um deles, respectivamente, de qualquer maneira que o Depositário considerar eqüitativo e conveniente para realizar essa distribuição; ressalvado, ainda, que se na opinião do Depositário essa distribuição não puder ser feita proporcionalmente entre os Proprietários com direito à mesma, ou se por qualquer outro motivo (inclusive, entre outros, qualquer exigência de que a Sociedade, o Custo diante ou o Depositário retenha um valor a título de impostos ou outros encargos governamentais ou que esses valores mobiliários devam ser registrados segundo a Lei de Valores Mobiliários para ser distribuídos aos Proprietários) o Depositário considerar essa distribuição como não sendo viável, o Depositário poderá, após consultar a Sociedade, adotar o método que considerar eqüitativo e conveniente para fins de efetuar essa distribuição, inclusive, entre outros, a venda pública ou particular dos valores mobiliários ou bens assim recebidos, ou de qualquer parte dos mesmos, e o produto líquido dessa venda (líquido da remuneração do Depositário previstas no Parágrafo 5.09 e quaisquer despesas com relação a essa venda) será distribuído pelo Depositário aos Proprietários com direito ao mesmo, como no caso de uma distribuição recebida em dinheiro de acordo com o Parágrafo 4.01; ressalvado, ainda, que nenhuma distribuição a Proprietários nos termos deste Parágrafo 4.02 será injustificadamente atrasada por nenhum ato do Depositário ou de qualquer de seus agentes. Na medida em que esses valores mobiliários ou bens ou o produto liquido dos mesmos não forem distribuídos a Proprietários conforme previsto neste Parágrafo 4.02, os mesmos constituirão Títulos Depositados e cada Ação Depositária Americana posteriormente representará também sua participação proporcional nesses valores mobiliários, bens ou produto liquido. PARÁGRAFO 4.03 Distribuições em Ações Se qualquer distribuição de quaisquer Títulos Depositados consistir em dividendo em ou distribuição gratuita de Ações, o Depositário poderá distribuir, o mais prontamente possível, aos Proprietários de Recibos em circulação com direito aos mesmos, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados detidos por cada um deles respectivamente, Recibos adicionais consubstanciando a quantidade global de Ações Depositárias Americanas representando a quantidade de Ações recebidas desse dividendo ou distribuição gratuita, sujeito aos termos e às condições do Contrato de Depósito com relação ao depósito de Ações e à emissão de Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por Recibos, inclusive a retenção de qualquer imposto ou outro encargo governamental conforme previsto no Parágrafo 4.11 e o pagamento das remunerações do Depositário conforme previsto no Parágrafo 5.09. Em vez de entregar Recibos por frações de Ações Depositárias Americanas em qualquer desses casos, o Depositário deverá vender a quantidade de Ações representadas pelo total dessas frações e distribuir o produto liquido, tudo da maneira e sujeito às condições descritas no Parágrafo 4.01; ressalvado, entretanto, que nenhuma distribuição a Proprietários nos termos deste Parágrafo 4.03 será injustificadamente atrasada por nenhum ato do Depositário nem de nenhum de seus representantes. Se Recibos adicionais não forem assim distribuídos, cada Ação Depositária Americana a partir de então também representará as Ações adicionais distribuídas sobre os Títulos Depositados, representados pelas mesmas. Além disso, o Depositário poderá reter qualquer distribuição de Recibos nos termos deste Parágrafo 4.03 se ele não tiver recebido garantias satisfatórias da Sociedade de que referida distribuição não exige registro nos termos da Lei de Valores Mobiliários ou é isenta de registro nos termos das disposições de referida Lei; desde que, em qualquer de referidos casos, o Depositário possa vender as Ações distribuídas sobre os Títulos Depositados e distribuir o produto liquido, tudo da forma e sujeito às condições descritas no Parágrafo 4.01. PARÁGRAFO 4.04 Direitos Na hipótese de a Sociedade oferecer ou fazer com que sejam oferecidos aos detentores de quaisquer Títulos Depositados quaisquer direitos de subscrição de Ações adicionais ou quaisquer direitos de qualquer outra natureza, o Depositário deverá, após consultar a Sociedade, ter a opção quanto ao procedimento a ser seguido para tornar esses direitos disponíveis para quaisquer Proprietários ou para alienar esses direitos em nome de quaisquer Proprietários e para tornar o produto liquido disponível para esses Proprietários ou, se pelos termos da oferta desses direitos ou por qualquer outra razão fosse ilegal para o Depositário tornar esses direitos disponíveis para quaisquer Proprietários ou alienar esses direitos e colocar o produto liquido à disposição desses proprietários, então o Depositário deixará que os direitos caduquem. Se na ocasião da oferta de quaisquer direitos, o Depositário determinar que é legal e viável colocar esses direitos à disposição de todos ou de alguns Proprietários, mas não de outros Proprietários, o Depositário distribuirá a qualquer Proprietário relativamente ao qual ele determinar que a distribuição é legal e viável, na proporção do número de Ações Depositárias Americanas detidas por esse Proprietário, bônus de subscrição ou outros instrumentos para tanto na forma que ele considerar adequada. Em circunstâncias nas quais direitos não seriam de outra forma distribuídos, se um Proprietário solicitar a distribuição de bônus de subscrição ou outros instrumentos a fim de exercer os direitos atribuíveis às Ações Depositárias Americanas desse Proprietário nos termos deste Contrato, o Depositário tornará esses direitos imediatamente disponíveis para esse Proprietário por meio de notificação por escrito da Sociedade ao Depositário no sentido de que (a) a Sociedade escolheu, a seu exclusivo critério, permitir que esses direitos sejam exercidos e (b) esse Proprietário assinou os documentos que a Sociedade determinou, a seu exclusivo critério, que são razoavelmente necessários segundo as leis aplicáveis. Se o Depositário tiver distribuído bônus de subscrição ou outros instrumentos relativos a direitos a todos ou alguns Proprietários, então mediante instrução desse Proprietário, de acordo com esses bônus de subscrição ou outros instrumentos, ao Depositário para exercer esses direitos, mediante o pagamento por esse Proprietário ao Depositário por conta desse proprietário de um valor igual ao preço de compra das Ações a serem recebidas mediante o exercício dos direitos, e mediante o pagamento das comissões do Depositário e de quaisquer outros encargos conforme previsto nesses bônus de subscrição ou outros instrumentos, o Depositário, em nome desse Proprietário, exercerá os direitos e comprará as Ações, e a Sociedade fará com que as Ações assim compradas sejam entregues ao Depositário em nome desse proprietário. Como agente desse Proprietário, o Depositário fará com que as Ações assim compradas sejam depositadas segundo o Parágrafo 2.02 deste Contrato de Depósito e, segundo o Parágrafo 2.03 deste Contrato de Depósito, assinará e entregará Recibos a esse Proprietário. No caso de uma distribuição nos termos deste Parágrafo, esses Recibos serão legendados de acordo com as leis norte-americanas aplicáveis e estarão sujeitos às restrições apropriadas sobre vendas, depósito, cancelamento e transferência dos termos das referidas leis. Se o Depositário determinar que não é lícito ou viável tornar esses direitos disponíveis a todos ou a certos proprietários, ele envidará seus melhores esforços que sejam razoáveis sob as circunstâncias para vender os direitos, instrumentos de garantia ou outros instrumentos na proporção do número de Ações Depositárias Americanas detidas pelos Proprietários a quem ele tenha determinado não tornar, de maneira lícita ou viável, esses direitos disponíveis, e alocar o produto líquido dessas vendas (líquido da remuneração do Depositário conforme previsto no Parágrafo 5.09, quaisquer despesas relativas a referida venda e de todos os impostos e encargos governamentais devidos com relação a esses direitos e sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito) em nome desses proprietários de outra forma com direito a esses direitos, instrumentos de garantia ou outros instrumentos, com base na média ou em outra base possível sem levar em consideração quaisquer distinções entre esses Proprietários em decorrência de restrições cambiais ou a data de entrega de qualquer Recibo ou outro. Referido produto será distribuído o mais rapidamente possível, nos termos do Parágrafo 4.01 do presente instrumento. Caso seja exigida uma declaração de registro, nos termos da Lei de Valores Mobiliários, com relação aos valores mobiliários aos quais quaisquer direitos se refiram para que a sociedade ofereça referidos direitos aos Proprietários e venda os valores mobiliários representados por referidos direitos, o Depositário não oferecerá tais direitos aos Proprietários, a menos e até que referida declaração de registro esteja em vigor, ou a menos que a oferta e venda de referidos valores mobiliários e referidos direitos a tais Proprietários sejam isentas ou não estejam sujeitas a registro nos termos das disposições da referida Lei; ressalvando-se, entretanto, que nada no presente Contrato de Depósito criará ou será considerado como criando nenhuma obrigação, por parte da Sociedade, de protocolar uma declaração de registro nos termos da Lei de Valores Mobiliários ou de envidar esforços para que uma declaração de registro seja declarada em vigor. O Depositário não será responsável por qualquer omissão em determinar que pode ser legal ou viável tornar esses direitos disponíveis aos Proprietários em geral ou a qualquer Proprietário específico. PARÁGRAFO 4.05 Conversão de Moeda Estrangeira Sempre que o Depositário ou o Custodiante receber Moeda Estrangeira, por meio de dividendos ou outras distribuições ou dó produto líquido da venda de valores mobiliários, bens ou direitos, e se na ocasião do recebimento dos mesmos a Moeda Estrangeira assim recebida puder, nos termos das leis aplicáveis, ser convertida numa base razoável em Dólares e os Dólares resultantes puderem ser transferidos para os Estados Unidos, o Depositário ou o Custodiante converterá ou fará com que seja convertida, o quanto antes possível (e, em qualquer caso, em até um Dia Útil a contar do recebimento, por ele ou por seu representante, de referida Moeda Estrangeira), por meio de venda ou de qualquer outra maneira que ele possa determinar, de acordo com as leis aplicáveis, essa Moeda Estrangeira em Dólares. Se, no momento da conversão de referida Moeda Estrangeira em Dólares, esses Dólares puderem, nos termos das leis aplicáveis, ser transferidos para fora do Brasil para distribuição a proprietários que tenham direito a eles, esses Dólares serão distribuídos o mais rapidamente possível aos Proprietários com direito aos mesmos ou, se o Depositário ou o Custo diante tiver distribuído quaisquer direitos, bônus de subscrição e/ou outros instrumentos que atribuam aos detentores os mesmos direitos a esses Dólares, então aos detentores desses direitos, bônus de subscrição ou instrumentos mediante devolução dos mesmos para cancelamento, em cada caso nos termos do Parágrafo 4.01. Essa distribuição ou conversão poderá ser feita com base em uma média ou outra base viável sem levar em consideração quaisquer distinções entre os Proprietários por conta de restrições de câmbio, a data de entrega de qualquer Recibo ou outra e será líquida de quaisquer despesas de conversão em Dólares incorridas pelo Depositário ou o Custodiante conforme previsto no Parágrafo 5.09. Se essa conversão, transferência ou distribuição puder ser efetuada somente com a aprovação ou licença em qualquer governo ou órgão do mesmo, o Depositário ou o Custo diante apresentará, o mais rapidamente possível, a solicitação de aprovação ou licença; no entanto, o Depositário ou o Custodiante terá o direito de recorrer aos advogados locais brasileiros para essas questões, sendo que referidos advogados serão instruídos a agir o mais rapidamente possível. Se em qualquer momento a Moeda Estrangeira recebida pelo Depositário ou pelo Custodiante não seja, nos termos das leis aplicáveis, conversível, total ou parcialmente, em Dólares passíveis de transferência para os Estados Unidos, ou se qualquer aprovação ou licença de qualquer governo ou órgão do mesmo, que for necessária para essa conversão, for negada ou, na opinião do Depositário não puder ser imediatamente obtida a um custo razoável, o Depositário ou Custo diante deverá, (a) no que diz respeito à parcela da Moeda Estrangeira conversível em Dólares, efetuar referida conversão e, caso permitido pelas leis aplicáveis, transferir referidos Dólares para os Estados Unidos para distribuição a Proprietários nos termos do primeiro parágrafo deste Parágrafo 4.05 ou, caso referida transferência não seja assim permitida, deter os referidos Dólares não investidos e sem responsabilidade pelos juros sobre eles incidentes para as respectivas contas dos Proprietários que tenham direito a recebê-los e (b) no que diz respeito ao saldo não conversível, se houver, (i) caso solicitado por escrito por um Proprietário, distribuir ou fazer com que o Custodiante distribua a Moeda Estrangeira (ou um documento apropriado comprovando o direito de receber essa Moeda Estrangeira) recebida pelo Depositário ou Custo diante com relação às Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por Recibos detidos por referidos Proprietários (conforme os mesmos possam ser ajustados como conseqüência do subparágrafo (ü) abaixo) a referido Proprietário (x) caso tal solicitação seja recebida antes do 15° dia de um mês-calendário, naquele 15° dia ou, (y) caso não seja, no último dia de referido mês (ou, em qualquer caso, se aquele dia não for um Dia Útil, no próximo Dia Útil subseqüente) e (ü) o Depositário deverá fazer com que o Custodiante detenha quaisquer valores de Moeda Estrangeira não- conversível não distribuídos nos termos do parágrafo imediatamente precedente (i) para as respectivas contas dos Proprietários com direito de recebê-los, não investidos e sem responsabilidade pelos juros que incidirem sobre tais valores, mediante solicitação e, se e na medida em que razoavelmente praticável e permitido pelas leis aplicáveis, de forma destinada a proteger os referidos Proprietários contra os efeitos da inflação; desde que, em tal momento, mediante solicitação razoável do Depositário, a Sociedade forneça ao Depositário, às custas da Sociedade, um parecer escrito dos advogados americanos autorizados da Sociedade, confirmando que a forma na qual o Depositário pretende deter referidos valores em Moeda Estrangeira não conversível não violará a Lei de Sociedades de Investimento de 1940. . PARÁGRAFO 4.06 Fixação da Data de Registro Sempre que qualquer dividendo em dinheiro ou outra distribuição em dinheiro tornar-se devida ou qualquer distribuição que não em dinheiro for efetuada, ou sempre que direitos forem emitidos com relação aos Títulos Depositados, ou sempre que por qualquer razão o Depositário efetuar uma alteração no número de Ações que são representadas por cada Ação Depositária Americana, ou sempre que o Depositário receber notificação de qualquer assembléia de detentores de Ações ou outros Títulos Depositados, o Depositário fixará uma data de registro cuja data deverá (x) ser a mesma data que a data de registro fixada pela Sociedade, se houver, na medida do possível, ou (y) se diferente da data de registro fixada pela Sociedade) ser o mais próximo possível da data de registro fixada pela Sociedade ou, se posterior a cinco (5) Dias Úteis da referida data de registro, ser fixada após consulta com a Sociedade (a) para a determinação dos Proprietários que (i) terão direito de receber esse dividendo, distribuição ou direitos ou o produto líquido da venda dos mesmos, ou (ü) terão direito a dar instruções para o exercício de direitos de voto em qualquer dessas assembléias, (b) na ou após a qual cada Ação Depositária Americana representará o número alterado de Ações ou (c) por qualquer outra razão. Sujeito às disposições dos Parágrafos 4.01 até 4.05 e aos outros termos e condições deste Contrato de Depósito, os Proprietários nessa data de registro terão o direito, conforme o caso, de receber o valor distribuível pelo Depositário com relação a esse dividendo ou outra distribuição ou esses direitos ou o produto líquido da venda dos mesmos, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas detidas por cada um eles respectivamente, dar instruções de voto e atuar com relação a qualquer outro assunto. A Sociedade acorda em fornecer ao Depositário uma notificação com no mínimo 10 dias de antecedência sobre qualquer assembléia de acionistas ou reunião do Conselho de Administração da Sociedade cuja ordem do dia inclua autorização para declaração de dividendo; ressalvando-se, contudo, que, se a data para qualquer de tais assembléias ou reuniões for fixada menos de 10 dias antes de sua realização ou a Sociedade não souber, 10 dias antes da realização de referida assembléia ou reunião, que um dividendo poderá ser declarado em qualquer de referida assembléia ou reunião, a Sociedade deverá notificar o Depositário o mais rapidamente possível após a data ser fixada ou a Sociedade tomar conhecimento de que um dividendo poderá ser declarado. PARÁGRAFO 4.07 Votação de Títulos Depositados Mediante o recebimento de convocação de qualquer assembléia ou solicitação de procurações de detentores de Ações ou outros Títulos Depositados, se solicitado por escrito pela Sociedade, o Depositário deverá, assim que possível depois de então, enviar pelo correio aos Proprietários uma notificação, cuja forma ficará ao critério exclusivo do Depositário, que deverá conter (a) as informações contidas nessa convocação de assembléia (ou, se solicitado pela Sociedade, um resumo em inglês dessas informações, fornecido pela Sociedade), (b) uma declaração de que os Proprietários, no encerramento do expediente em uma data de registro especificada, terão o direito, sujeito às disposições aplicáveis das leis brasileiras, do Estatuto Social e das disposições dos Títulos Depositados, de instruir o Depositário quanto ao exercício dos direitos de voto, se houver, inerentes à quantidade de Ações ou outros Títulos Depositados representados por suas respectivas Ações Depositárias Americanas e (c) uma declaração quanto à maneira pela qual instruções poderão ser dadas, inclusive a indicação expressa de que essas instruções podem ser entregues, ou consideradas entregues de acordo com a última frase deste parágrafo, se nenhuma instrução for recebida, ao Depositário para outorga de uma procuração discricionária a uma pessoa designada pela Sociedade. Mediante solicitação por escrito de um Proprietário nessa data de registro, recebida até a data estabelecida pelo Depositário para esse fim, o Depositário deverá procurar, na medida do possível e do permitido nos termos das leis brasileiras, do Estatuto Social e dos Títulos Depositados, exercer o voto ou fazer com que seja exercido o voto da quantidade de Ações ou de outros Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo de acordo com as instruções estabelecidas nessa solicitação. O próprio Depositário não exercerá nenhum direito de voto inerente a nenhum Título Depositado. Se nenhuma instrução for recebida pelo Depositário de qualquer Proprietário referente a quaisquer Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas comprovadas pelos Recibos do Proprietário até a data estabelecida pelo Depositário para esse fim, o Depositário considerará que esse proprietário instruiu o Depositário a outorgar uma procuração discricionária a uma pessoa designada pela Sociedade com relação a esses Títulos Depositados, e o Depositário outorgará uma procuração discricionária a uma pessoa designada pela Sociedade para votar esses Títulos Depositados, ressalvado que essas instruções serão consideradas dadas e nenhuma procuração discricionária será entregue com relação a qualquer questão quanto à qual a Sociedade informar o Depositário (e a Sociedade obriga-se a fornecer as informações o quanto antes possível por escrito) que (x) a Sociedade não deseja essa procuração outorgada, (y) existe oposição substancial ou (z) essa questão prejudica substancialmente ou afeta os direitos de detentores de Ações de maneira adversa. Sujeito às normas de qualquer sistema de cotação de bolsa de valores ou de um sistema de corretoras automatizado no qual Ações Depositárias Americanas ou os Títulos Depositados por elas representados sejam listados ou cotados, o Depositário entregará à Sociedade, no mínimo dois Dias Úteis anteriormente à data de referida assembléia em atenção a seu Diretor Financeiro, cópias de todas as instruções recebidas dos Proprietários, de acordo com as quais o Depositário exercerá ou fará com que sejam exercidos os direitos de voto relativos aos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por referidos Recibos em tal assembléia. A entrega de instruções será efetuada às custas da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), desde que o pagamento de referida despesa não seja uma condição precedente para as obrigações do Depositário nos termos deste Parágrafo. PARÁGRAFO 4.08 Alterações que Metam Títulos Depositados Em circunstâncias nas quais as disposições do Parágrafo 4.03 não sejam aplicáveis, quando de qualquer alteração no valor nominal, alteração no valor de face, desmembramento, agrupamento ou qualquer outra reclassificação de Títulos Depositados, ou mediante qualquer recapitalização, reorganização, incorporação ou fusão ou venda de ativos que afetem a Sociedade ou dos quais ela seja parte, quaisquer títulos que forem recebidos pelo Depositário ou por um Custo diante em troca, ou na conversão ou com relação a Títulos Depositados, serão tratados como novos Títulos Depositados nos termos deste Contrato de Depósito e as Ações Depositárias Americanas passarão então a representar os novos Títulos Depositados assim recebidos em troca ou conversão, a menos que Recibos adicionais sejam entregues segundo a frase seguinte. Em qualquer desses casos, o Depositário poderá assinar e entregar, e assinará e entregará se a Sociedade assim solicitar, Recibos adicionais como no caso de dividendo em Ações, ou requererá a devolução de Recibos em circulação a serem trocados por novos Recibos descrevendo especificamente esses novos Títulos Depositados. PARÁGRAFO 4.09 Relatórios O Depositário deverá colocar à disposição para inspeção pelos Proprietários em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica quaisquer relatórios, notificações e comunicações, inclusive qualquer material de solicitação de procuração, recebidos da Sociedade que sejam (a) recebidos pelo Depositário, pelo Custodiante ou por um designado de qualquer um deles como detentor dos Títulos Depositados e (b) colocados à disposição geral dos detentores desses Títulos Depositados pela Sociedade. O Depositário também deverá colocar à disposição dos Proprietários, para inspeção, cópias. desses relatórios, notificações e comunicações fornecidas pela Sociedade segundo o Parágrafo 5.06. Qualquer desses relatórios, notificações e comunicações, inclusive qualquer material de solicitação de procuração, fornecido ao Depositário pela Sociedade será entregue em inglês, na medida em que se exija que referidos materiais sejam traduzidos para o inglês nos termos de qualquer regulamentação da Comissão aplicável à Sociedade. A Sociedade compromete-se a fornecer ao Depositário, à custa da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), todos os documentos por ela fornecidos ao Custodiante. A Sociedade entregou ao Depositário e ao Custodiante uma cópia das disposições das Ações ou que rejam as Ações e quaisquer outros Títulos Depositados emitidos pela Sociedade ou por qualquer afiliada da Sociedade e, inlediatamente mediante qualquer alteração ou modificação, a Sociedade deverá entregar ao Depositário e ao Custo diante uma cópia de referidas disposições, conforme alteradas ou modificadas. O Depositário poderá basear-se em referida cópia para todos os fins previstos neste Contrato de Depósito. O Depositário, à custa da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), colocará todas as cópias e notificações, relatórios e outras comunicações à disposição para inspeção pelos Proprietários no escritório do Depositário, no escritório do Custo diante e em quaisquer outros escritórios de transferência designados. PARÁGRAFO 4.10 Relações de Proprietários Prontamente quando da solicitação pela Sociedade, o Depositário deverá, às expensas da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), fornecer a ela uma relação, de data recente, dos nomes, endereços e detenções de Ações Depositárias Americanas por todas as pessoas em cujos nomes Recibos estejam registrados nos livros do Depositário. PARÁGRAFO 4.11 Retenção Com relação a qualquer distribuição a Proprietários, a Sociedade ou seu agente remeterá ao órgão ou autoridade governamental competente no Brasil todos os valores (se houver) que devam ser retidos pela Sociedade e que sejam devidos a esse órgão ou autoridade pela Sociedade; e o Depositário e o Custodiante, respectivamente, recolherão ao órgão ou autoridade adequado todos os valores (se houver) cuja retenção seja exigida e que sejam devidos a referido órgão ou autoridade pelo Depositário ou pelo Custo diante, respectivamente. O Depositário encaminhará à Sociedade ou a seu agente, tempestivamente, as informações de seus registros que a Sociedade possa solicitar de modo razoável para possibilitar que ela ou seu agente protocole os relatórios necessários nos órgãos ou autoridades governamentais. O Depositário envidará esforços razoáveis para efetuar e manter acordos que possibilitem aos Proprietários receber quaisquer créditos fiscais ou outros benefícios (nos termos do tratado ou por outra forma) relativos a pagamentos de dividendos com relação às Ações Depositárias Americanas, e a Sociedade deverá, na medida em que razoavelmente praticável, fornecer ao Depositário as referidas guias de impostos ou outros documentos semelhantes que o Depositário possa razoavelmente requerer para manter referidos acordos. Se o Depositário determinar que qualquer distribuição em bens outros que não em dinheiro (inclusive Ações e direitos de subscrição das mesmas) está sujeita a qualquer imposto ou outro encargo governamental que o Depositário está obrigado a reter, o Depositário poderá, por venda pública ou particular, alienar a totalidade ou parte desses bens (inclusive Ações e direitos de subscrição das mesmas) nas quantidades e da maneira que o Depositário considerar de forma razoável necessárias e viáveis para pagar quaisquer desses impostos ou encargos, sendo que o Depositário deverá distribuir o produto líquido dessa venda após a dedução desses impostos ou encargos aos Proprietários com direito ao mesmo, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas detidas por cada um deles, respectivamente, tudo de acordo com as disposições aplicáveis deste Contrato de Depósito. CLÁUSULA 5 O DEPOSITÁRIO, OS CUSTODIANTES E A SOCIEDADE PARÁGRAFO

5.1 Manutenção de Escritório e Livros de Transferência pelo Depositário

Até a rescisão deste Contrato de Depósito de acordo com seus termos, o Depositário deverá manter no Distrito de Manhattan, Cidade de Nova Y ork, instalações para a entrega e devolução de Ações, retirada de Títulos Depositados, agrupamentos e desmembramento assinatura e entrega, registro, registro de transferências e devolução de Recibos, tudo de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito. O Depositário deverá manter livros para o registro de Recibos e de transferências de Recibos, que estarão abertos em qualquer horário razoável para inspeção pelos Proprietários, ressalvado que essa inspeção não poderá visar comunicação com os Proprietários para um objeto que não sejam as atividades da Sociedade, incluindo, entre outros, um assunto relativo a este Contrato de Depósito, aos Recibos ou aos Títulos Depositados. O Depositário poderá encerrar os livros de transferência após consulta com a Sociedade, na medida do possível, a qualquer momento ou periodicamente, quando considerado conveniente por ele com relação ao cumprimento de suas obrigações segundo este Contrato. A Sociedade terá o direito, mediante solicitação razoável, de verificar as transferências e os registros do Depositário relativos aos Recibos, de fazer cópias dos mesmos e solicitar que o Depositário ou qualquer co- agente de registro forneça cópias das partes desses registros que esta possa solicitar.

PARÁGRAFO 5.02 Impedimento o Atraso no Cumprimento pelo Depositário ou pela Sociedade Nem o Depositário nem a Sociedade incorrerá em qualquer responsabilidade perante qualquer Proprietário ou Proprietário Beneficiário se em virtude de qualquer lei ou norma presente ou futura dos Estados Unidos, Brasil ou de qualquer outro país, ou de qualquer autoridade governamental ou reguladora ou bolsa de valores, ou em virtude de qualquer disposição presente ou futura do Estatuto Social ou dos Títulos Depositados, ou em virtude de qualquer caso fortuito ou guerra ou outra circunstância fora de seu controle, o Depositário ou a Sociedade for impedido ou proibido de, ou sujeito a qualquer penalidade civil ou penal por conta de, fazer ou praticar qualquer ato ou feito que pelos termos deste Contrato de Depósito que deva ser feito ou cumprido; nem o Depositário nem a Sociedade incorrerão em qualquer responsabilidade perante qualquer Proprietário ou Proprietário Beneficiário em razão de qualquer não cumprimento ou atraso, causado conforme acima descrito, na prática de qualquer ato ou feito que, pelos termos deste Contrato de Depósito, deverá ou poderá ser praticado ou cumprido, ou em razão de qualquer exercício ou omissão em exercer qualquer opção prevista neste Contrato de Depósito. Se, pelos termos de uma distribuição segundo os Parágrafos 4.01, 4.02 ou 4.03 do Contrato de Depósito, ou uma oferta ou distribuição segundo o Parágrafo 4.04 do Contrato de Depósito, ou por qualquer outro motivo, o Depositário seja prevenido ou proibido de colocar essa distribuição ou oferta à disposição aos Proprietários, e o Depositário não puder alienar essa distribuição ou oferta em nome desses proprietários e de colocar o produto líquido à disposição desses proprietários, então o Depositário, após consulta à Sociedade, não fará essa distribuição ou oferta e deixará quaisquer direitos, se houver, caducarem. PARÁGRAFO 5.03 Obrigações do Depositário, do Custodiante e da Sociedade

A Sociedade não assume qualquer obrigação nem estará sujeita a qualquer responsabilidade nos termos deste Contrato de Depósito perante os Proprietários ou Proprietários Beneficiários, ressalvado que a Sociedade se obriga a cumprir suas obrigações expressamente previstas neste Contrato de Depósito sem negligência ou má-fé. O Depositário não assume qualquer obrigação nem estará sujeito a qualquer responsabilidade nos termos deste Contrato de Depósito perante qualquer Proprietário ou Proprietário Beneficiário (inclusive, entre outras, responsabilidade com relação à validade ou ao valor dos Títulos Depositados), ressalvado que o Depositário se obriga a cumprir suas obrigações expressamente previstas neste Contrato de Depósito sem negligência ou má-fé. Nem o Depositário nem a Sociedade terá qualquer obrigação de comparecer, instaurar qualquer ação, demanda ou outro processo relativo a quaisquer Títulos Depositados ou aos Recibos, que, em sua opinião, possa envolvê-lo em despesa ou obrigação, a menos que indenização satisfatória a ele referente a todas as despesas e obrigações seja concedida com a freqüência necessária, e o Custodiante não terá qualquer obrigação com relação a esses processos, sendo que o Custodiante será exclusivamente responsável perante o Depositário. Nem o Depositário nem a Sociedade será responsável por qualquer ato ou omissão por ele confiando na orientação ou informação de advogados, contadores, qualquer pessoa que apresentar Ações para depósito, qualquer Proprietário ou qualquer outra pessoa que ele acreditar de boa-fé ser competente para dar essa orientação ou informação. O Depositário não será responsável por quaisquer atos ou omissões de um depositário sucessor com relação a ato ou omissão anterior do Depositário ou com relação a qualquer assunto que surgir totalmente após a destituição ou renúncia do Depositário, desde que, com relação à questão que resultar nessa responsabilidade em potencial, o Depositário tenha cumprido suas obrigações sem negligência ou má-fé enquanto atuava como Depositário. O Depositário não será responsável por qualquer não cumprimento de quaisquer instruções quanto à votação de qualquer dos Títulos Depositados, ou pela maneira pela qual esse voto é proferido ou pelo efeito desse voto, desde que esse ato ou omissão seja de boa-fé. Nenhuma negação de responsabilidade nos termos da Lei de Valores Mobiliários é pretendida por qualquer disposição deste Contrato de Depósito. O Depositário, sujeito aos Parágrafos 2.05 e 2.09 do presente instrumento e conforme permitido pelo estatuto Social, poderá deter e negociar qualquer classe de valores mobiliários da Sociedade e de suas afiliadas e Recibos. PARÁGRAFO 5.04 Renúncia e Destituição do Depositário a Depositário poderá a qualquer momento renunciar como Depositário segundo este Contrato mediante notificação por escrito de sua opção de fazê-lo entregue à Sociedade tendo efeito quando da nomeação de um depositário sucessor e de sua aceitação dessa nomeação conforme previsto a seguir. O Depositário poderá ser destituído a qualquer momento pela Sociedade mediante notificação dessa destituição, a qual terá efeito mediante a nomeação de um depositário sucessor e de sua aceitação dessa nomeação conforme previsto a seguir. Se a qualquer momento o Depositário atuando nos termos deste Contrato renunciar ou for destituído, a Sociedade deverá envidar seus melhores esforços razoáveis, sob as circunstâncias, para nomear um depositário sucessor, que será um banco ou uma sociedade de fidúcia com escritório no Distrito de Manhattan, Cidade de Nova York. Cada depositário sucessor deverá assinar e entregar a seu antecessor e à Sociedade um instrumento por escrito aceitando sua nomeação nos termos deste Contrato, e então esse depositário sucessor, sem necessidade de outro ato ou feito, será plenamente investido de todos os direitos, poderes, atribuições e obrigações de seu antecessor; mas esse antecessor, mesmo assim, mediante o pagamento de todas as quantias devidas a ele e mediante solicitação por escrito da Sociedade, deverá assinar e entregar um instrumento transferindo a esse sucessor todos os direitos e poderes desse antecessor nos termos deste Contrato, deverá devidamente ceder, transferir e entregar todo direito, titularidade e interesse com relação aos Títulos Depositados a esse sucessor, e deverá entregar a esse sucessor uma relação dos Proprietários de todos os Recibos em circulação. Qualquer desses depositários sucessores deverá prontamente enviar notificação de sua nomeação aos Proprietários pelo correio. Qualquer Empresa pela ou com a qual o Depositário for incorporado ou fundido será o sucessor do Depositário sem a assinatura ou arquivamento de qualquer documento ou qualquer outro ato. PARÁGRAFO 5.05 O Custodiante O Custodiante estará sempre e em todos os aspectos sujeito às instruções do Depositário e será responsável exclusivamente perante ele, e o Depositário será responsável pelo cumprimento, pelo Custodiante, de todas as disposições deste Contrato de Depósito. Qualquer Custodiante poderá renunciar de suas atribuições nos termos deste Contrato por meio de notificação dessa renúncia entregue ao Depositário no mínimo 30 dias antes da data na qual essa renúncia deva ter efeito. Se quando da entrada em vigor dessa renúncia não houver nenhum Custo diante atuando nos termos deste Contrato, o Depositário deverá prontamente após receber essa notificação, nomear um custo diante substituto, ou custodiantes aprovados pela Sociedade (cuja aprovação não deverá ser injustificadamente retida), cada um dos quais será então um Custodiante nos termos deste Contrato. a Depositário poderá isentar qualquer Custodiante a qualquer momento mediante notificação ao Custodiante sendo isento mediante a aprovação da .Sociedade (a qual não deverá ser injustificadamente retida). Sempre que o Depositário, a seu critério, determinar que é do melhor interesse dos Proprietários fazê-Io, ele poderá nomear um custodiante ou custodiantes substituto(s) ou adicional(is), o(s) qual(is) será(ao) então um dos Custodiantes nos termos deste Contrato. a Depositário notificará a Sociedade sobre a designação de um Custo diante substituto ou adicional, pelo menos 30 dias anteriormente à data na qual referida designação deva entrar em vigor. Mediante exigência do Depositário, qualquer Custo diante deverá entregar os referidos Títulos Depositados detidos por ele que sejam dele solicitados a qualquer outro Custo diante ou referido custodiante ou custodiantes substituto(s) ou adicional(is). a custodiante substituto deverá entregar ao Depositário, imediatamente quando de sua nomeação, uma aceitação dessa nomeação satisfatória em forma e conteúdo ao Depositário. Imediatamente após a referida alteração, o Depositário deverá informá-Ia por escrito a todos os Proprietários. Quando da nomeação de qualquer depositário sucessor nos termos deste Contrato, cada Custodiante, então atuando nos termos deste Contrato, tornar-se-á imediatamente, sem necessidade de outro ato ou documento, o agente, nos termos deste Contrato, desse depositário sucessor e a nomeação desse depositário sucessor não prejudicará de qualquer maneira a autoridade de cada Custodiante nos termos deste Contrato; mas o depositário sucessor assim nomeado deverá, mesmo assim, mediante solicitação por escrito de qualquer Custodiante, assinar e entregar a cada Custodiante todos os referidos instrumentos que possam ser convenientes para dar a cada Custodiante plenos e totais poderes e autoridade como agente, nos termos deste Contrato, desse depositário sucessor. PARÁGRAFO 5.06 Notificações e Relatórios Até a primeira data na qual a Sociedade enviar notificação, por publicação ou de outra forma, de qualquer assembléia de detentores de Ações ou outros Títulos Depositados, ou de qualquer assembléia suspensa e reaberta desses detentores, ou da aprovação de qualquer ato relativo a qualquer distribuição em dinheiro ou outra distribuição ou à oferta de quaisquer direitos, a Sociedade obriga-se a transmitir ao Depositário e ao Custodiante uma cópia da notificação do mesmo na forma dada ou a ser dada aos detentores de Ações ou outros Títulos Depositados. A Sociedade deverá providenciar a tradução para o inglês, se estas já não forem redigidas em inglês, na medida exigida por quaisquer normas da Comissão aplicáveis à Sociedade, e a pronta transmissão pela Sociedade ao Depositário e ao Custodiante, das notificações e de quaisquer outros relatórios e comunicações que a Sociedade colocar de modo geral à disposição dos detentores de suas Ações. O Depositário colocará, imediatamente, essas notificações, relatórios e outras comunicações à disposição de todos os Proprietários em base semelhante à dos detentores de Ações ou de outros Títulos Depositados, conforme a Sociedade possa aconselhar o Depositário ou conforme possa ser exigido por qualquer lei ou regulamento aplicável ou por qualquer exigência de sistemas de cotação de bolsa de valores mobiliários ou de um sistema de corretoras automatizado ou, mediante a solicitação por escrito e à custa da Sociedade, providenciar para que sejam imediatamente encaminhadas pelo correio cópias de referidas notificações (ou, caso solicitado pela Sociedade, um resumo de qualquer de referida notificação fornecida pela Sociedade) a todos os proprietários. A Sociedade deverá tempestivamente fornecer ao Depositário a quantidade dessas notificações, relatórios e comunicações que for solicitada pelo Depositário periodicamente, para que o Depositário possa fazer nenhum desses envios. PARÁGRAFO 5.07 Distribuição de Ações Adicionais, Ações, Direitos etc. A Sociedade concorda que, na hipótese de qualquer emissão ou distribuição de (1) Ações adicionais ou distribuições, (2) direitos de subscrever Ações ou distribuições, (3) valores mobiliários conversíveis ou passíveis de troca por Ações ou Ações, ou (3) direitos de subscrever quaisquer desses valores mobiliários como um dividendo ou distribuição com relação às Ações ou outros Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas emitidas nos termos do presente instrumento, a Sociedade (i) encaminhará ao Depositário instruções por escrito sobre a forma na qual o Depositário deverá efetuar a efetiva entrega e (ii) adotar todas as medidas razoavelmente necessárias para assegurar que nenhuma violação da Lei de Valores Mobiliários pela Sociedade ou pelo Depositário resultará de referida emissão ou distribuição. A Sociedade acorda com o Depositário que nem a Sociedade nem empresa alguma controladora ou controlada da Sociedade depositarão a qualquer momento quaisquer Ações, originalmente emitidas ou anteriormente emitidas e readquiridas pela Sociedade ou por qualquer uma de suas afiliadas, a menos que uma Declaração de Registro esteja em vigor quanto a essas Ações segundo a Lei de Valores Mobiliários ou que a Sociedade forneça ao Depositário um parecer escrito dos advogados norte americanos da Sociedade, advogados esses que serão razoavelmente satisfatórios para o Depositário, declarando que a oferta e venda dos Recibos consubstanciando as Ações Depositárias Americanas representando referidas Ações são isentos de registro nos termos daquela Lei. A Sociedade informará cada pessoa que, no melhor conhecimento da Sociedade, controle ou esteja sob o controle comum da Sociedade de que referida pessoa encontra-se sujeita às mesmas restrições sobre o depósito de Ações que a Sociedade e pessoas controladas pela Sociedade. PARÁGRAFO 5.08 Indenização A Sociedade obriga-se a indenizar o Depositário, seus conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas e qualquer Custo diante de qualquer obrigação ou despesa (inclusive, entre outros, honorários e despesas razoáveis de advogados) que possam surgir de atos praticados ou omitidos, de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito e dos Recibos, conforme o mesmo possam ser alterado, modificado ou complementado periodicamente, (i) pelo Depositário ou por um Custo diante ou seus respectivos conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas, à exceção de qualquer obrigação ou despesa oriunda de negligência ou má-fé de qualquer deles, e exceto na medida em que essa obrigação ou despesa se originar de informações relacionadas ao Depositário ou ao Custodiante, conforme aplicável, fornecidas por escrito à Sociedade pelo Depositário ou pelo Custo diante, conforme aplicável, expressamente para uso em qualquer declaração de registro, declaração para procuração, prospecto (ou memorando de colocação) ou prospecto preliminar (ou memorando de colocação preliminar) relativos às Ações, ou omissões de referida informação; ou (ii) pela Sociedade ou qualquer de seus conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas. As indenizações contidas no parágrafo anterior não se estenderão a qualquer obrigação ou despesa que possa surgir de nenhuma Pré-Liberação (conforme definido no Parágrafo 2.09) na medida em que referida obrigação ou despesa surja em relação (a) a qualquer lei norte-americana federal, estadual ou local relativa ao imposto de renda ou (b) à omissão pelo Depositário em entregar Títulos Depositados quando solicitado nos termos do Parágrafo 2.05 do presente instrumento. Entretanto, para que se evitem dúvidas, as indenizações contidas no parágrafo anterior serão aplicáveis a quaisquer obrigações ou despesas que possam surgir a partir de qualquer declaração falsa ou alegação de declaração falsa ou omissão ou alegação de omissão em qualquer declaração de registro, declaração para procuração, prospecto (ou memorando de colocação) ou prospecto preliminar (ou memorando de colocação preliminar) relativo à oferta ou venda de Ações, exceto na medida em que essa responsabilidade decorra de (i) informações relacionadas ao Depositário ou a qualquer Custo diante, conforme aplicável, fornecidas por escrito à Sociedade, pelo Depositário ou por qualquer Custo diante, conforme aplicável, expressamente para uso em qualquer um dos documentos acima mencionados, ou (ii) omissões materiais de referidas informações fornecidas pelo Depositário a qualquer Custodiante. O Depositário obriga-se a indenizar a Sociedade, seus conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas de qualquer responsabilidade ou despesa (inclusive, entre outras, honorários advocatícios e despesas de advogado) que possa resultar de atos praticados ou omitidos, de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito e dos Recibos, conforme possam ser alterados, modificados ou aditados, periodicamente, pelo Depositário ou seu Custodiante ou seus respectivos conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas devido a sua negligência ou má-fé. As obrigações estabelecidas neste Parágrafo 5.08 subsistirão à rescisão deste Contrato de Depósito e à sucessão ou substituição de qualquer pessoa indenizada. Qualquer pessoa que pléitear indenização segundo este instrumento (uma "Pessoa Indenizada") notificará a pessoa de quem ela estiver pleiteando a indenização (a "Pessoa Indenizadora") a respeito da instauração de qualquer ação ou reivindicação indenizável imediatamente após essa Pessoa Indenizada passar a ter conhecimento dessa instauração e consultará de boa-fé a Pessoa Indenizadora quanto à condução da defesa dessa ação ou reivindicação, defesa essa que será razoável segundo as circunstâncias. Nenhuma Pessoa Indenizada transigirá ou fará acordo referente a qualquer ação ou reivindicação sem o consentimento por escrito da Pessoa Indenizadora.

PARÁGRAFO 5.10 Exclusividade

PARÁGRAFO 5.09 Encargos do Depositário

Os seguintes encargos serão incorridos por qualquer parte que depositar ou retirar Ações ou por qualquer parte que devolver Ações Depositárias Americanas ou para a qual Ações Depositárias Americanas forem emitidas (inclusive, entre outras, uma emissão de acordo com um dividendo em ações ou um desmembramento de ações declarado pela Sociedade ou uma troca de ações relativamente às Ações Depositárias Americanas ou Títulos Depositados ou a uma entrega de Ações Depositárias Americanas de acordo com o Parágrafo 4.03), ou pelos Proprietários, conforme aplicável: (1) impostos e outros encargos governamentais, (2) as taxas de registro que possam estar vigentes periodicamente para o registro de transferências de Ações em geral no livro de registro de Unit da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro e aplicáveis a transferências de Ações para o ou do nome do Depositário ou seu designado ou do Custo diante ou seu designado ao fazer depósitos ou retiradas nos termos deste Contrato, (3) as despesas de telegrama, telex e transmissão de fax que estiverem expressamente previstas neste Contrato de Depósito, (4) as despesas que forem incorridas pelo Depositário na conversão de moeda estrangeira segundo o Parágrafo 4.05, (5) uma taxa de $5,00 ou menos por 100 Ações Depositárias Americanas (ou parte das mesmas) pela entrega de Ações Depositárias Americanas segundo o Parágrafo 2.03, 4.03 ou 4.04, e pela devolução de Ações Depositárias Americanas segundo o Parágrafo 2.05 ou 6.02, (6) uma taxa de até $0,02 por Ação Depositária Americana (ou parte da mesma) por qualquer distribuição em dinheiro feita segundo este Contrato de Depósito, inclusive, entre outros, os seus Parágrafos 4.01 até 4.04 deste Contrato, (7) uma taxa pela distribuição de valores mobiliários segundo o Parágrafo 4.02, taxa essa sendo de um valor igual à taxa pela assinatura e entrega de Ações Depositárias Americanas referida acima, que teria sido cobrada em decorrência do depósito desses valores mobiliários (para os fins deste item 7 tratando todos esses valores mobiliários como se fossem Ações), mas valores mobiliários esses sendo, em vez disso, distribuídos pelo Depositário para os Proprietários, (8) além de qualquer taxa cobrada nos termos da cláusula 6, uma taxa de até $0,02 por Ação Depositária Americana (ou parte da mesma) por ano por serviços de depositário, que será pagável conforme estabelecido no item 9 abaixo, (9) quaisquer outros encargos devido pelo Depositário, por quaisquer agentes do Depositário, inclusive o Custodiante, ou os agentes dos agentes do Depositário com relação ao serviço de Ações ou outros Títulos Depositados (encargo esse que será determinado contra os Proprietários na data ou datas estabelecidas pelo Depositário de acordo com o Parágrafo 4.06 e será pagável a critério exclusivo do Depositário mediante o faturamento a esses Proprietários do referido encargo ou a dedução desse encargo de uma ou mais distribuições de dividendos em dinheiro ou outras distribuições em dinheiro).

O Depositário, segundo o Parágrafo 2.09 deste Contrato, poderá possuir e negociar qualquer classe de valores mobiliários da Sociedade e de suas afiliadas e Ações Depositárias Americanas.. A Sociedade obriga-se a não nomear qualquer outro depositário para a emissão de Recibos Depositários Americanos consubstanciando Ações Depositárias Americanas enquanto o The Bank of New Y ork estiver atuando na qualidade de Depositário segundo este Contrato, sujeito, entretanto, aos direitos da Sociedade segundo o Parágrafo 5.04. PARÁGRAFO 5.11 Disponibilidade de Informações Se a qualquer momento antes da rescisão deste Contrato, a Sociedade não for uma sociedade sujeita à apresentação de relatório segundo os Artigos 13 ou 15(d) da Lei de Bolsas e Valores Mobiliários, nem estiver isenta das obrigações de apresentação de relatório da Lei de Bolsas e Valores Mobiliários em virtude da Norma 12g3-2(b) da referida Lei, a Sociedade fornecerá, a suas expensas, a qualquer Proprietário, Proprietário Beneficiário, a qualquer detentor de Ações e a qualquer comprador em potencial de Ações Depositárias Americanas ou Ações, mediante solicitação desse Proprietário, Proprietário Beneficiário, detentor ou comprador em potencial, as informações exigidas pela Norma 144A(d)(4)(i) e de outra forma cumprirá a Norma 144(d) (4). Se a qualquer momento a Sociedade não estiver sujeita à apresentação de relatório segundo os Artigos 13 ou 15(d) da Lei de Bolsas e Valores Mobiliários, nem estiver isenta das obrigações de apresentação de relatório da Lei de Bolsas e Valores Mobiliários em virtude da Norma 12g3-2(b) da referida Lei (conforme determinado pelo Departamento de Finanças Corporativas Internacionais da Comissão), a Sociedade notificará imediatamente o Depositário e este poderá notificar os Proprietários por escrito a expensas da Sociedade. A Sociedade neste ato autoriza o Depositário a entregar tais informações conforme fornecido pela Sociedade ao Depositário durante qualquer período no qual a Sociedade informar ao Depositário que ela está sujeita às exigências de apresentação de informações da Norma 144(A) (d) (4) a qualquer Proprietário, Proprietário Beneficiário, detentor de Ações ou comprador em potencial, mediante solicitação dessa pessoa. A Sociedade obriga-se a reembolsar o Depositário de suas despesas razoáveis relacionadas a tais entregas e a fornecer a ele as informações que possam ser periódica e razoavelmente solicitadas pelo Depositário. CLÁUSULA 6 Alteração e Rescisão.

DIVERSAS PARÁGRAFO 7.01 Vias Este Contrato de Depósito poderá ser assinado em qualquer número de vias, cada uma das quais sendo considerada um original e todas as vias juntas constituindo um único e mesmo instrumento. Cópias deste Contrato de Depósito serão arquivadas no Depositário e no Custo diante e estarão abertas para inspeção por qualquer Proprietário durante o horário de expediente. PARÁGRAFO 7.02 Nenhum Terceiro Beneficiário Este Contrato de Depósito visa o exclusivo benefício das partes contratantes e não conferirá qualquer direito, recurso ou reivindicação por lei ou eqüidade a qualquer outra pessoa. PARÁGRAFO 7.03 Disposições Independentes Se qualquer uma ou mais das disposições contidas neste Contrato de Depósito ou nos Recibos for ou tornar- se inválida, ilegal ou inexeqüível em qualquer aspecto, a validade, a legalidade e a exeqüibilidade das demais disposições contidas neste Contrato e nos Recibos não será de qualquer maneira afetada, prejudicada ou perturbada. PARÁGRAFO 7.4 Cumprimento das Disposições Regulatórias O Depositário e a Sociedade confIrmam mutuamente pelo presente que, durante a vigência deste Contrato de Depósito, eles cumprirão todas as exigências de registro do valor dos Títulos Depositados perante o Banco Central e fornecerão à CVM e ao Banco Central todas as informações e documentos relacionados aos Títulos Depositados, Recibos e obrigações do Depositário nos termos do presente instrumento, sempre que exigido nos termos das leis ou regulamentos aplicáveis ou conforma possa ser solicitado por referidas autoridades, periodicamente, sejam essas informações e documentos solicitados ao Depositário ou à Sociedade. Caso o Depositário ou Custodiante seja aconselhado (por escrito) por advogados independentes brasileiros renomados (a "Advertência Legal") que o Depositário ou Custo diante poderia razoavelmente estar sujeito à responsabilização civil criminal ou material, conforme razoavelmente determinado pelo Depositário, como resultado de a Sociedade não ter fornecido à CVM ou ao Banco Central do Brasil tais informações ou documentos razoavelmente disponíveis apenas por meio da Sociedade, o Depositário enviará imediatamente uma cópia da Advertência Legal à Sociedade e terá o direito de renunciar imediatamente a sua qualidade de Depositário, mediante notificação por escrito à Sociedade, e não estará sujeito a nenhuma responsabilidade nos termos do presente instrumento por referida renúncia ou referida determinação, exceto que o Depositário deverá, imediatamente, mas em nenhum caso após 3 (três) dias úteis, se permitido pelas leis aplicáveis, ceder, transferir e entregar, devidamente, todos os direitos, titularidade e participação nos Títulos Depositados detidos por conta ou em nome dos Proprietários da Sociedade ou de seu designado e (ii) na medida em que não seja proibido nos termos das leis aplicáveis, o Depositário fornecerá á Sociedade ou a qualquer depositário sucessor, nos termos do presente instrumento, acesso, durante o horário comercial normal, aos registros que possam ser razoavelmente necessários para possibilitar que a Sociedade ou o depositário sucessor cumpra as obrigações que o Depositário teria nos termos do presente instrumento caso a renúncia não tivesse ocorrido. Mediante a entrada em vigor de referida renúncia, o Depositário deverá, de outra forma, ser liberado de todas as suas obrigações nos termos do Contrato de Depósito. Caso o Depositário renuncie nos termos deste parágrafo, (i) a Sociedade designará um novo depositário, caso em que a Sociedade assumirá as obrigações estabelecidas como as obrigações do Depositário nos termos do Parágrafo 5.04 do presente instrumento ou, (ii) caso a Sociedade deixe de designar um novo depositário dentro de 60 dias a contar de referida renúncia, o presente Contrato de Depósito será rescindido nos termos do Parágrafo 6.02 do presente instrumento e a Sociedade ou seu agente designado assumirá as obrigações estabelecidas como as obrigações do Depositário em referido parágrafo.

PARÁGRAFO 7.05 Efeito Vinculativo sobre Proprietários e Proprietários Beneficiários

Os Proprietários e os Proprietários Beneficiários serão obrigados por todos os termos e condições deste Contrato de Depósito e dos Recibos mediante a aceitação dos mesmos.

PARÁGRAFO 7.06 Notificações

Todas e quaisquer notificações a serem dadas à Sociedade serão consideradas devidamente dadas se forem entregues em mãos ou enviadas pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax, confirmado por carta, endereçadas ao Sr. Ferdinando Schauenburg, Diretor Econômico-Financeiro e de Relações com o Mercado, Companhia Paranaense de Energia-COPEL, Rua Coronel Dulcídio, 800-8. andar, CEP 80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil, fax número 55-31-331-3136, ou qualquer outro local para o qual a Sociedade possa ter transferido sua sede social. Todas e quaisquer notificações a serem dadas ao Depositário serão consideradas devidamente dadas se estiverem em idioma inglês e forem entregues em mãos ou enviadas pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax, confu:mado por carta, endereçadas a The Bank of N ew Y ork, 101 Barday Street, Nova York, Nova York 10286, fax número (212) 571-3050, Em atenção de: Administração de Recibos Depositários Americanos, ou a qualquer outro local ao qual o Depositário possa ter transferido seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica. Todas e quaisquer notificações a serem dadas a qualquer Proprietário serão consideradas devidamente dadas se forem entregues em mãos ou enviadas pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax, confirmado por carta, endereçadas a esse Proprietário no endereço desse Proprietário conforme consta dos livros de transferência de Recibos do Depositário ou, se esse Proprietário tiver apresentado ao Depositário uma solicitação por escrito de que as notificações destinadas a esse Proprietário sejam enviadas pelo correio a algum outro endereço, ao endereço indicado nessa solicitação. A entrega de notificação enviada pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax será considerada eficaz no momento em que uma carta devidamente endereçada contendo a mesma (ou confirmação da mesma no caso de telegrama, telex ou transmissão de fax) for depositada, com franquia paga, em caixa de correio; ressalvado, entretanto, que a entrega de uma notificação à Sociedade ou ao Depositário poderá ser considerada eficaz quando efetivamente recebida pela Sociedade ou pelo Depositário, conforme o caso. O Depositário ou a Sociedade poderá, entretanto, atuar com base em qualquer telegrama ou telex recebido por ele apesar desse telegrama ou telex não ser posteriormente confirmado por carta conforme acima mencionado. PARÁGRAFO 7.07 Submissão a Foro: Nomeação do Agente de Citação A Sociedade (i) irrevogavelmente designa e nomeia a CT Corporation System, 1633 Broadway, Nova York, Nova York 10038, como agente autorizado da Sociedade a quem citação poderá ser entregue de qualquer ação ou processo oriundo ou relativo às Ações ou aos Títulos Depositados, às Ações Depositárias Americanas, aos Recibos ou a este Contrato, que possa ser instaurado em qualquer vara federal dos Estados Unidos ou estadual de Nova York localizada no Distrito de Manhattan, Cidade de Nova Y ork, (ii) consente e submete-se à competência não exclusiva de qualquer dessas varas no Estado de Nova York com relação a qualquer dessas ações ou processos, e (iii) reconhece que a citação desse agente autorizado será considerada em todos os aspectos citação efetiva da Sociedade em qualquer dessas ações ou processos. A Sociedade obriga-se a entregar, mediante a assinatura e entrega deste Contrato de Depósito, uma aceitação escrita desse agente a respeito da sua nomeação como esse agente. A Sociedade ainda obriga-se a praticar todos e quaisquer atos, inclusive a apresentação de todos e quaisquer desses documentos e instrumentos, conforme possa ser necessário para manter essa designação e nomeação em pleno vigor e efeito enquanto quaisquer Ações Depositárias Americanas ou Recibos permanecerem em circulação ou este Contrato de Depósito permanecer em vigor. Se o referido agente autorizado deixar de atuar como agente de citação da Sociedade, a Sociedade deverá nomear, sem atraso, outro agente e notificar prontamente o Depositário a respeito dessa nomeação.

PARÁGRAFO 7.08 Leis Aplicáveis Este Contrato de Depósito e os Recibos serão interpretados e todos os direitos segundo este instrumento e aqueles instrumentos e a suas disposições serão regidos pelas leis do Estado de Nova York.

PARÁGRAFO 7.09 Títulos das Cláusulas Os Títulos contidos no presente instrumento foram incluídos apenas por conveniência e não serão utilizados para defInir e interpretar nenhuma de suas disposições. EM TESTEMUNHO DO QUE, a COMPANHIA P ARANAENSE DE ENERGIA-COPEL e o THE BANK OF NEW YORIZ devidamente assinaram este contrato na data indicada no início do mesmo e todos os Proprietários tornar-se-ão partes deste Contrato mediante a sua aceitação de Recibos emitidos de acordo com os termos deste Contrato.

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA-COPEL Por: (ass) Nome: Cargo: Por: Nome: Cargo: THE BANK OF NEW YORK Como Depositário Por: (ass) Nome: Nuno da Silva Cargo: Vice-Presidente

NADA MAIS. Li, conferi, achei conforme e dou fé desta tradução. São Paulo, 2 de agosto de 2007

Sandra Regina Mattos Rudzit Tradutora Pública

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL

THE BANK OF NEW YORK

Na qualidade de Depositário

PROPRIETÁRIOS E PROPRIETÁRIOS BENEFICIÁRIOS DE

AÇÕES DEPOSITÁRIAS AMERICANAS

Contrato de Depósito

Datado de 21 de março de 1996

Alterado e Consolidado em 29 de julho de 1997

Conforme Alterado e Consolidado Novamente em 21 de novembro de 2007

CONTRATO DE DEPÓSITO

CONTRATO DE DEPÓSITO datado de 21 de março de 1996, conforme alterado e consolidado em 29 de julho de 1997, conforme alterado e consolidado novamente em 21 de novembro de 2007, entre a COMPANHIA P ARANAENSE DE ENERGIA-COPEL, sociedade limitada de economia mista constituída segundo as leis da República Federativa do Brasil (doravante designada a Sociedade), THE BANK OF NEW YORK, sociedade bancária de Nova York (doravante designado o Depositário), e todos os Proprietários e Proprietários Beneficiários periodicamente de Recibos Depositários Americanos emitidos nos termos deste Contrato. E S T A B E L E C E: CONSIDERANDO QUE a Sociedade e o Depositário celebraram um Contrato de Depósito datado de 21 de março de 1996, alterado e consolidado em 29 de julho de 1997 (o "Contrato de Depósito da COPEL"); CONSIDERANDO QUE a Sociedade e o Depositário desejam, agora, alterar novamente o Contrato de Depósito da COPEL para, entre outros, estabelecer a criação de Ações Depositáriás Americanas não certificadas. CONSIDERANDO QUE a Sociedade deseja providenciar, conforme estabelecido a seguir neste Contrato de Depósito, o depósito de Ações (conforme definido a seguir) da Sociedade, periodicamente, junto ao Depositário ou ao Custodiante (conforme definido a seguir), como agente do Depositário para os efeitos previstos no Contrato de Depósito, a criação de Ações Depositárias Americanas representativas das Ações assim depositadas, em circunstâncias específicas, e a assinatura e entrega de Recibos Depositários Americanos consubstanciando as Ações Depositárias Americanas; e CONSIDERANDO QUE os Recibos Depositários Americanos devem ter substancialmente a forma contida no Anexo A anexo a este Contrato, com as devidas inserções, modificações e omissões, conforme estabelecido a seguir neste Contrato de Depósito Alterado e Consolidado; ISSO POSTO , considerando as premissas, as partes contratantes acordam que, nos termos do Parágrafo 6.02 deste Contrato de Depósito, este Contrato de Depósito será alterado e consolidado como segue: CLÁUSULA 1. DEFINIÇÕES As seguintes definições serão aplicáveis para todos os efeitos, a menos que haja evidente indicação do contrário, às respectivas expressões utilizadas neste Contrato de Depósito: PARÁGRAFO 1.01 Ações Depositárias Americanas A expressão "Ações Depositárias Americanas" significará os títulos representativos de participações nos Títulos Depositados e consubstanciados pelos Recibos emitidos segundo este instrumento. Cada Ação Depositária Americana representará a quantidade de Ações especificada no Anexo A deste Contrato de Depósito, até a ocorrência de uma distribuição sobre os Títulos Depositados cobertos pelo Parágrafo 4.03 ou uma alteração nos Títulos Depositados cobertos pelo Parágrafo 4.08, ou por outra forma, com relação aos quais Recibos adicionais não estejam assinados nem entregues e, posteriormente, as Ações Depositárias Americanas consubstanciarão o valor das Ações ou dos Títulos Depositados especificados naqueles Parágrafos. PARÁGRAFO 1.02 Proprietário Beneficiário A expressão "Proprietário Beneficiário" será qualquer pessoa que possua uma participação beneficiária em qualquer Ação Depositária Americana. PARÁGRAFO 1.03 Dia Útil A expressão "Dia Útil" significará qualquer dia no qual as leis não exijam nem autorizem os bancos a fechar nas cidades de São Paulo, Brasil, Curitiba, Brasil, e Nova York, Nova York. PARÁGRAFO 1.04 Banco Central A expressão "Banco Central" significará o Banco Central do Brasil e seus sucessores. PARÁGRAFO 1.05 Estatuto. A expressão "Estatuto" significará o Estatuto Social da Sociedade. PARÁGRAFO 1.06 Comissão A expressão "Comissão" significa a Comissão de Bolsas e Valores Mobiliários dos Estados Unidos ou qualquer órgão governamental sucessor nos Estados Unidos. PARÁGRAFO 1.07 Sociedade A expressão "Sociedade" significará a Companhia Paranaense de Energia - COPEL, sociedade limitada de economia mista constituída segundo as leis da República Federativa do Brasil, e seus sucessores. PARÁGRAFO 1.08 Custodiante A expressão "Custodiante" significa a sede social em São Paulo, Brasil, do [Banco Itaú, S/A], na qualidade de agente do Depositário para os efeitos deste Contrato de Depósito e qualquer outra firma ou sociedade que possa ser nomeada pelo Depositário futuramente segundo os termos do Parágrafo 5.05, como custodiante ou custodiantes substituto(s) ou adicional(is) nos termos deste Contrato, conforme o contexto exigir, e também significará todos eles, conjuntamente. PARÁGRAFO 1.09 CVM A expressão "CVM" significará a Comissão de Valores Mobiliários do Brasil. PARÁGRAFO 1.10 Contrato de Depósito A expressão "Contrato de Depósito" significa este Contrato de Depósito alterado e consolidado, inclusive seu Anexo A, conforme o mesmo possa ser alterado periodicamente de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito. PARÁGRAFO 1.11 Depositário; Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica A expressão "Depositário" significa The Bank of New York, sociedade bancária de Nova York, e qualquer sucessor na qualidade de depositário nos termos deste Contrato. A expressão "Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica", quando empregada com relação ao Depositário, significa o escritório do Depositário localizado em 101 Barclay Street, Nova York, Nova York 10286, na data deste Contrato de Depósito. PARÁGRAFO 1.12 Títulos Depositados A expressão "Títulos Depositados" a qualquer momento significa as Ações então depositadas ou consideradas depositadas (inclusive conforme previsto nos termos do Parágrafo 2.09) nos termos deste Contrato de Depósito e todos e quaisquer outros títulos, bens e dinheiro recebidos ou considerados recebidos pelo Depositário ou pelo Custodiante com relação às referidas Ações depositadas ou em seu lugar e então detidas nos termos deste Contrato, sujeito, quanto ao dinheiro, ao disposto no Parágrafo 4.05. PARÁGRAFO 1.13 Dólares; Reais A expressão "Dólares" significará dólares norte-americanos. A expressão "Reais" significará a moeda legal do Brasil. PARÁGRAFO 1.14 Moeda Estrangeira A expressão "Moeda Estrangeira" significará a moeda outra que não Dólares. PARÁGRAFO 1.15 Agente de Registro Estrangeiro A expressão "Agente de Registro Estrangeiro" significa a pessoa jurídica que atualmente cumpre as funções de agente de registro das Ações ou qualquer sucessor na qualidade de agente de registro das Ações e qualquer outro agente nomeado da Sociedade para a transferência e o registro de Ações. PARÁGRAFO 1.16 Oferta A expressão "Oferta" significará a oferta e a venda de Ações, conforme descrito no Prospecto, datado de 29 de julho de 1997, inclusive com relação a uma opção de distribuição de lotes suplementares conferida aos Coordenadores Norte-Americanos e aos Coordenadores Internacionais (cada qual conforme definido no mesmo). PARÁGRAFO 1.17 Proprietário A expressão ‘Proprietário’ significa a pessoa em cujo nome um Recibo esteja registrado nos livros do Depositário mantidos para esse fim. PARÁGRAFO 1.18 Pré-Liberação A expressão "Pré-Liberação" terá o significado estabelecido no Parágrafo 2.09.

PARÁGRAFO 1.19 Recibos A expressão "Recibos" significa os Recibos Depositários Americanos emitidos nos termos deste Contrato, consubstanciando Ações Depositárias Americanas, conforme os mesmos possam ser alterados periodicamente de acordo com as disposições deste instrumento. PARÁGRAFO 1.20 Agente de Registro A expressão "Agente de Registro" significa qualquer banco ou sociedade de fidúcia com escritório no Distrito de Manhattan, na Cidade de Nova York, que será nomeado para registrar Recibos e transferências de Recibos conforme previsto neste Contrato. PARÁGRAFO 1.21 Títulos Restritos. O termo "Títulos Restritos" significa Ações ou Ações Depositárias Americanas adquiridas direta ou indiretamente da Sociedade ou de suas afiliadas (conforme definido na Norma 144), ou que forem detidas por qualquer diretor, conselheiro (ou pessoas que desempenhar funções semelhantes) ou outra afiliada da Sociedade, ou que exigiria registro segundo a Lei de Valores Mobiliários com relação à respectiva oferta e venda nos Estados Unidos da América, ou que estejam sujeitas a outras restrições de venda ou depósito segundo as leis dos Estados Unidos da América ou do Brasil. PARÁGRAFO 1.22 Norma 144. A expressão "Norma 144A" significará a Norma 144, conforme periodicamente alterada, nos termos da Lei de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1933. PARÁGRAFO 1.23 Lei de Valores Mobiliários. A expressão "Lei de Valores Mobiliários" significa a Lei de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1933, conforme periodicamente alterada. PARÁGRAFO 1.24 Lei de Bolsa de Valores Mobiliários A expressão "Lei de Bolsa de Valores Mobiliários" significa a Lei de Bolsa de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1934, conforme periodicamente alterada. PARÁGRAFO 1.25 Ações. A expressão "Ações" significa ações preferenciais sem direito a voto Classe B da Sociedade (ações preferenciais Classe B) anteriormente emitidas, em circulação e totalmente integralizadas, não sujeitas a chamada e livres de quaisquer direitos de preferência dos detentores de Ações em circulação ou que vierem a ser validam ente emitidas, subscritas, em circulação e totalmente integralizadas, não sujeitas a chamada e livres de quaisquer direitos de preferência dos detentores de Ações em circulação ou certificados provisórios representativos dessas Ações. CLÁUSULA 2 MODELO DE RECIBOS, DEPÓSITO DE AÇÕES; ASSINATURA E ENTREGA, TRANSFERÊNCIA E DEVOLUÇÃO DE RECIBOS

PARÁGRAFO 2.01 Modelo e Transferibilidade de Recibos. Os Recibos Definitivos terão substancialmente a forma contida no Anexo A anexo a este Contrato de Depósito, com as inserções, modificações e omissões apropriadas, conforme previsto a seguir. Nenhum Recibo terá direito a quaisquer benefícios nos termos deste Contrato de Depósito nem será válido ou obrigatório para qualquer fim, a menos que esse Recibo tenha sido assinado pelo Depositário com a assinatura manual de um signatário devidamente autorizado do Depositário; ressalvado, entretanto, que essa assinatura poderá ser mecânica se um Agente de Registro dos Recibos tiver sido nomeado, co-assinado pela assinatura manual de um diretor devidamente autorizado do Agente de Registro. Os Recibos poderão ser emitidos em denominações de qualquer número inteiro de Ações Depositárias Americanas. O Depositário deverá manter livros nos quais cada Recibo assim assinado e entregue conforme previsto a seguir e a transferência de cada um desses Recibos será registrado. Os Recibos contendo a assinatura manual de um signatário devidamente autorizado do Depositário, que era a qualquer momento signatário competente do Depositário, obrigarão o Depositário, mesmo que esse signatário tenha deixado de ocupar esse cargo antes da assinatura e da entrega desses Recibos pelo Agente de Registro ou que não ocupava esse cargo na data da emissão desses Recibos. Os Recibos poderão ser endossados ou ter incorporados no seu texto as legendas ou considerandos ou modifIcações não inconsistentes com as disposições deste Contrato de Depósito ou com quaisquer disposições do Estatuto Social ou das leis brasileiras que possam ser exigidos de forma razoável pelo Depositário para cumprir qualquer lei ou regulamentos aplicáveis daquele instrumento ou as normas e regulamentos de qualquer bolsa de valores na qual Ações Depositárias Americanas possam ser cotadas ou para adequar-se a qualquer costume correspondente, ou para indicar quaisquer limitações ou restrições especiais às quais quaisquer Recibos específicos estejam sujeitos em virtude da data de emissão dos respectivos Títulos Depositados ou de outra forma. A titularidade de um Recibo (e das Ações Depositárias Americanas consubstanciadas pelo mesmo), se devidamente endossado ou acompanhado dos devidos instrumentos de transferência, será transferível mediante entrega com o mesmo efeito que no caso de um cambial; ressalvado, entretanto, que o Depositário e a Sociedade, não obstante qualquer notificação em contrário, poderá tratar o Proprietário do mesmo como o proprietário absoluto do mesmo para fins de determinar a pessoa com direito à distribuição de dividendos ou outras distribuições ou a qualquer notificação prevista neste Contrato de Depósito e para todos os outros fins. PARÁGRAFO 2.02 Depósito de Ações Sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, inclusive, entre outros, o último parágrafo deste Parágrafo 2.02, Ações, ou comprovação de direitos de receber Ações, na medida em que permitido por este Parágrafo 2.09., poderão ser depositadas mediante a entrega das mesmas (incluindo por crédito escritural) a qualquer Custodiante nos termos deste Contrato, acompanhadas de qualquer instrumento ou instrumentos de transferência devido(s), ou endosso, em forma satisfatória ao Custodiante, juntamente com todos os outros certificados que possam ser exigidos pelo Depositário, pelo Custodiante ou pela Sociedade, de acordo com o disposto neste Contrato de Depósito e, se o Depositário o exigir, juntamente com uma ordem escrita instruindo o Depositário a assinar e a entregar para, ou mediante ordem por escrito de, a pessoa ou pessoas indicadas nessa ordem, um Recibo ou Recibos pela quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esse depósito. Nenhuma Ação será aceita para depósito a menos que acompanhada de comprovação satisfatória de forma razoável para o Depositário de que qualquer aprovação necessária foi concedida pelo órgão ou órgãos governamental(is) do Brasil que esteja(m) regulando câmbio. Se exigido pelo Depositário, as Ações apresentadas para depósito a qualquer momento, quer ou não os livros de transferência da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, estejam fechados, também serão acompanhadas de (i) um contrato ou cessão, ou outro instrumento satisfatório ao Depositário, prevendo a pronta transferência a um Custodiante de qualquer dividendo, ou do direito de subscrição de Ações adicionais ou de receber outros bens que qualquer pessoa em cujo nome as Ações estejam ou tenham sido registradas possa receber futuramente sobre ou com relação a essas Ações depositadas, ou em vez do mesmo, o contrato de indenização ou outro contrato que seja satisfatório ao Depositário e (ii) se as Ações forem registradas em nome da pessoa em cujo nome elas sejam apresentadas para depósito, um procurador ou procuradores autorizando o Custodiante a exercer o direito de voto das referidas Ações depositadas, na medida em que permitido nos termos das leis brasileiras e do Estatuto Social, para todos e quaisquer fins, até que as Ações sejam registradas em nome do Custodiante ou de seus designados. Mediante a solicitação e sujeito ao risco e as expensas de qualquer pessoa que pretenda depositar Ações e por conta dessa pessoa, o Depositário poderá receber certificados de Ações a serem depositados, juntamente com os outros documentos ora especificados, para fins de encaminhar esses certificados de Ações ao Custodiante para depósito nos termos deste Contrato. Quando de cada entrega a um Custodiante de Ações a serem depositadas nos termos deste Contrato, juntamente com os outros documentos especificados acima, referido Custodiante deverá, assim que a transferência e averbação possam ser feitas, apresentar essa prova de titularidade à Sociedade ou ao Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, para transferência e averbação das Ações sendo depositadas em nome do Depositário ou seu designado ou referido Custo diante ou seu designado, às custas e a expensas da pessoa que efetue tal depósito (ou em cujo benefício tal depósito seja efetuado) e deverá obter prova satisfatória de referido registro. Os Títulos Depositados serão mantidos pelo Depositário ou por um Custo diante por conta e à ordem do Depositário ou em outro local ou locais que o Depositário indicar. Não obstante qualquer disposição em contrário neste Contrato, nem o Depositário nem qualquer Custodiante atuando nos termos do mesmo aceitará Ações para depósito segundo este Contrato, exceto com relação à Oferta, até 14 de setembro de 1997. PARÁGRAFO 2.03 Assinatura e Entrega de Recibos Quando do recebimento por qualquer Custo diante de qualquer depósito segundo o Parágrafo 2.02 deste instrumento (e, além disso, se os livros de transferência da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, estiverem abertos, o Depositário poderá, a seu exclusivo critério, exigir o devido reconhecimento ou outra comprovação da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, conforme o caso, de que quaisquer Títulos Depositados foram averbados nos livros da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se aplicável, em nome do Depositário ou de seu designado ou de referido Custo diante ou de seu designado), juntamente com os outros documentos exigidos, conforme especificado acima, referido Custodiante deverá notificar o Depositário desse depósito e a pessoa ou as pessoas às quais ou mediante cuja ordem escrita um Recibo ou Recibos devam ser entregues tom relação às mesmas e da quantidade de Ações Depositárias Americanas a serem consubstanciadas pelos mesmos. Essa notificação será feita por carta ou, mediante a solicitação, sujeito ao risco e as expensas da pessoa que fizer o depósito, por telegrama, telex ou transmissão de fax. Após receber essa notificação de referido Custodiante, ou mediante o recebimento de Ações pelo Depositário, o Depositário, sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, deverá, o mais rapidamente possível, assinar e entregar em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica, para ou à ordem da pessoa ou das pessoas com direito aos mesmos, um Recibo ou Recibos, registrados no nome ou nos nomes e consubstanciando qualquer quantidade autorizada de Ações Depositárias Americanas solicitadas por essa pessoa ou pessoas, mas somente mediante o pagamento ao Depositário da remuneração do Depositário pela assinatura e entrega desse Recibo ou desses Recibos conforme previsto no Parágrafo 5.09, e de todos os impostos e encargos e taxas governamentais, se houver, devidos com relação a esse depósito e à transferência dos Títulos Depositados. O Depositário não emitirá Recibos, exceto em conformidade com este Parágrafo 2.03 e com os Parágrafos 2.04, 2.07, 2.09, 4.03, 4.04 e 4.08. PARÁGRAFO 2.04 Transferência de Recibos; Agrupamento e Desmembramento de Recibos O Depositário, sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, deverá registrar as transferências de Recibos em seus livros de transferência periodicamente, quando de qualquer devolução de um Recibo, pelo Proprietário em pessoa ou por um procurador devidamente autorizado, devidamente endossado ou acompanhado dos instrumentos de transferência competentes, e devidamente selados conforme possa ser exigido pelas leis do Estado de Nova York e dos Estados Unidos da América. O Depositário deverá então assinar um novo Recibo ou novos Recibos e entregar os mesmos à ou à ordem da pessoa com direito aos mesmos. O Depositário, sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, deverá quando da devolução de um Recibo ou Recibos para fins de efetuar um desmembramento ou agrupamento desse Recibo ou Recibos, assinar e entregar um novo Recibo ou novos Recibos para qualquer quantidade autorizada de Ações Depositárias Americanas solicitadas, consubstanciando a mesma quantidade global de Ações Depositárias Americanas que o Recibo ou os Recibos devolvidos. O Depositário poderá nomear, mediante uma notificação prévia de pelo menos 20 dias à Sociedade, um ou mais co-agentes de transferência, conforme razoavelmente aceitável para a Sociedade, com o fim de efetuar transferências, agrupamentos e desmembramentos de Recibos nos escritórios designados de transferência em nome do Depositário. Ao cumprir suas funções, um co-agente de transferência poderá exigir prova de poderes e observância das leis aplicáveis e outras exigências pelos Proprietários ou pelas pessoas com direito aos Recibos e terá direito a proteção e indenização na mesma medida que o Depositário. PARÁGRAFO 2.05 Devolução de Recibos e Retirada de Ações Quando da devolução no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário de um Recibo para fins de retirada dos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, e quando do pagamento da remuneração do Depositário pela devolução de Recibos conforme previsto no Parágrafo 5.09 e do pagamento de todos os impostos e encargos governamentais, se houver, devidos com relação a essa devolução e à retirada dos Títulos Depositados, e sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito, do Estatuto, das disposições dos Títulos Depositados ou que rejam os Títulos Depositados e das leis aplicáveis, o Proprietário desse Recibo terá o direito à entrega, a ele ou mediante sua ordem, da quantidade de Títulos Depositados então representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo. A entrega desses Títulos Depositados poderá ser feita mediante (a)(i) a entrega de certificados em nome desse Proprietário ou conforme a sua ordem ou certificados devidamente endossados ou acompanhados dos instrumentos de transferência competentes a esse Proprietário ou a sua ordem, ou (ii) transferência escritural das Ações representadas por referido Recibo para uma conta em nome de referido proprietário, conforme por ele determinado, e (b) entrega de quaisquer outros títulos, bens e dinheiro aos quais esse proprietário tenha então direito com relação a esses Recibos a esse Proprietário ou a sua ordem. Essa entrega será feita, o mais rapidamente possível, conforme previsto a seguir. O Depositário poderá exigir que um recibo devolvido para esses fins seja devidamente endossado em branco ou acompanhado dos respectivos instrumentos de transferência em branco, e se o Depositário assim exigir, o proprietário do mesmo deverá assinar e entregar ao Depositário uma ordem por escrito instruindo o Depositário a fazer com que os Títulos Depositados sejam retirados e sejam entregues para ou mediante ordem por escrito da pessoa ou das pessoas indicada(s) nessa ordem. a Depositário deverá então, o mais rapidamente possível, instruir o Custodiante a entregar no escritório de referido Custodiante, em São Paulo, Brasil, sujeito aos Parágrafos 2.06, 3.01 e 3.02 e aos outros termos e condições deste Contrato de Depósito e do Estatuto Social, para ou mediante a ordem por escrito da pessoa ou das pessoas indicadas na ordem entregue ao Depositário conforme previsto acima, a quantidade de Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, ressalvado que o Depositário poderá efetuar a entrega a essa pessoa ou pessoas no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário de quaisquer dividendos ou distribuições com relação aos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, ou de qualquer produto da venda de quaisquer dividendos, distribuições ou direitos, que possam ser então detidos pelo Depositário. Mediante a solicitação e sujeito ao risco e as expensas de qualquer Proprietário que devolver um Recibo dessa maneira, e por conta desse Proprietário, o Depositário deverá instruir o Custo diante a encaminhar qualquer dinheiro ou outros bens (que não sejam direitos) compreendendo, e encaminhar um certificado ou certificados e outros instrumentos competentes de titularidade dos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo ao Depositário para entrega no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário. Essa instrução será dada por carta ou, mediante a solicitação e sujeito ao risco e as expensas desse proprietário, por telegrama, telex ou transmissão de fax. Nem o Depositário nem o Custo diante entregarão Ações, mediante entrega física, escritural ou por outra forma (que não à Sociedade ou seu agente, conforme previsto no Parágrafo 4.08) nem por outra forma permitirão que as Ações sejam retiradas do serviço criado pelo presente instrumento, exceto mediante o recebimento e o cancelamento de Recibos. PARÁGRAFO 2.06 Limitações sobre Assinatura e Entrega, Transferência e Devolução de Recibos Como uma condição precedente para a assinatura e entrega, registro de transferência, desmembramento, combinação ou devolução de qualquer Recibo, a entrega ou qualquer distribuição, ou a retirada de quaisquer Títulos Depositados, a Sociedade, o Depositário, o Custodiante ou o Agente de Registro poderá exigir um pagamento pelo depositante das Ações ou do apresentador do Recibo em valor suficiente para reembolsá-lo por qualquer imposto ou outro encargo governamental e qualquer taxa de transferência ou registro de ações com relação ao mesmo (inclusive qualquer imposto, encargo ou taxa relativos às Ações que estão sendo depositadas ou retiradas) e o pagamento de quaisquer taxas do Depositário, conforme disposto no Parágrafo 5.09, poderá exigir a apresentação de prova satisfatória para ele quanto à identidade e autenticidade de qualquer assinatura e poderá também exigir o cumprimento de quaisquer regulamentos razoáveis que o Depositário e a Sociedade possam estabelecer, compatíveis com as disposições deste Contrato de Depósito, inclusive, entre outros, esta Cláusula 2.06, bem como quaisquer regulamentos considerados necessários ou desejáveis pelo Depositário ou pelo Custo diante para facilitar o cumprimento com quaisquer normas ou regulamentações aplicáveis do Banco Central ou da CVM. A entrega de Recibos contra os depósitos de Ações em geral ou contra depósitos de Ações específicas poderá ser suspensa, ou a transferência de Recibos em casos especiais poderá ser recusada, ou o registro da transferência de Recibos em circulação, ou o agrupamento ou desmembramento de Recibos em geral. poderá ser suspenso, durante qualquer período em que os livros de transferência do Depositário forem encerrados, ou se qualquer desses atos for considerado necessário ou conveniente pelo Depositário ou pela Sociedade a qualquer momento ou periodicamente, em razão de qualquer exigência da lei ou de qualquer governo ou órgão ou comissão governamental, ou segundo qualquer disposição deste Contrato de Depósito, ou por qualquer outra razão, sujeito às disposições da sentença a seguir. Não obstante qualquer disposição em contrário neste Contrato de Depósito ou nos Recibos, a devolução de Recibos em circulação e a retirada de Títulos Depositados somente poderão ser suspensas para (i) atrasos temporários causados pelo fechamento dos livros de transferência do Depositário ou da Sociedade ou o depósito das Ações com relação a votação em uma assembléia geral de acionistas, ou o pagamento de dividendos, (ri) o pagamento de taxas, impostos e encargos semelhantes, (iii) o cumprimento de quaisquer leis ou regulamentos governamentais estrangeiros ou do EUA com relação aos Recibos ou à retirada dos Títulos Depositados, ou (iv) qualquer outra razão que possa ser a qualquer momento especificada no parágrafo I(A)(l) das Instruções Gerais do Formulário F-6, conforme periodicamente em vigor, ou qualquer disposição posterior. Sem limitar o acima exposto, o Depositário não aceitará conscientemente para depósito segundo este Contrato de Depósito quaisquer Ações que devam ser registradas segundo as disposições da Lei de Valores Mobiliários, a menos que uma declaração de registro esteja em vigor com relação a essas Ações. O Depositário cumprirá todas as instruções escritas da Sociedade de que o Depositário não aceitará para depósito segundo este instrumento quaisquer Ações identificadas nessas instruções, nas épocas e segundo as circunstâncias que possam ser razoavelmente especificadas nessas instruções, a fim de facilitar o cumprimento pela Sociedade das leis de valores mobiliários nos Estados Unidos. PARÁGRAFO 2.07 Recibos Perdidos etc. Se qualquer Recibo for mutilado, destruído, perdido ou furtado, o Depositário deverá assinar e entregar um novo Recibo de prazo igual, em troca e substituição desse Recibo mutilado, mediante o cancelamento do mesmo, ou em troca ou em substituição desse Recibo destruído, perdido ou furtado. Antes de o Depositário assinar e entregar um novo Recibo em substituição de um Recibo destruído, perdido ou furtado, o Proprietário do mesmo deverá ter (a) apresentado ao Depositário (i) uma solicitação dessa assinatura e dessa entrega antes do Depositário ser informado de que o Recibo foi adquirido por um comprador de boa-fé e (ri) caução de indenização suficiente e (b) cumprido quaisquer outras exigências razoáveis impostas pelo Depositário. PARÁGRAFO 2.08 Cancelamento e Destruição de Recibos Devolvidos Todos os Recibos devolvidos ao Depositário serão cancelados pelo Depositário. O Depositário está autorizado a destruir os Recibos assim cancelados, sujeito ao Parágrafo 2.10. PARÁGRAFO 2.09 Pré-Liberação de Recibos O Depositário poderá emitir Recibos contra direitos a receber Ações da Sociedade (ou por qualquer agente da Sociedade que registrar a propriedade de Ações). Nenhuma emissão de Recibos será considerada uma "Pré-Liberação" sujeita às restrições do parágrafo a seguir. A menos que solicitado por escrito pela Sociedade para deixar de assim proceder, o Depositário poderá, não obstante o Parágrafo 2.03 deste Contrato, assinar e entregar Recibos anteriormente ao recebimento de Ações segundo o Parágrafo 2.02 (uma "Pré-Liberação"). O Depositário poderá, segundo o Parágrafo 2.05, entregar Ações mediante o recebimento e o cancelamento de Recibos que foram Pré- Liberados, quer ou não esse cancelamento seja anterior ao término dessa Pré-Liberação ou o Depositário saiba que esse Recibo foi Pré-Liberado. O Depositário poderá receber Recibos em vez de Ações em satisfação de uma Pré-Liberação. Cada Pré-Liberação será (a) precedida ou acompanhada de declaração e contrato por escrito da pessoa a quem Recibos devam ser entregues (o "Pré-Liberado"), de que o Pré- Liberado, ou seu cliente, (i) possui as Ações ou os Recibos a serem remetidos, conforme o caso, (ii) cede todos os direitos, titularidade e interesse beneficiários nessas Ações ou Recibos, conforme o caso, ao Depositário em sua referida qualidade e em beneficio dos proprietários, e (iii) não praticará nenhum ato relativo a essas Ações ou Recibos, conforme o caso, incompatível com a transferência da propriedade beneficiária (inclusive, sem o consentimento do Depositário, alienando tais Ações ou Recibos, conforme o caso que não em cumprimento dessa Pré-Liberação), (b) sempre totalmente garantida com dinheiro, títulos do governo norte-americano ou outros bens que o Depositário determinar, de boa-fé, que ofereça liquidez e garantia substancialmente semelhantes, (c) rescindível pelo Depositário mediante o envio de notificação com no máximo 5 (cinco) Dias Úteis de antecedência, e (d) sujeita às outras indenizações e normas de crédito que o Depositário considerar convenientes. A quantidade de Ações não depositadas, porém representadas por Ações Depositárias Americanas em circulação a qualquer momento em decorrência de Pré-Liberações não poderá, normalmente, ser superior a 30% (trinta por cento) das Ações depositadas nos termos deste Contrato; ressalvado, entretanto, que o Depositário reserva-se o direito de desconsiderar esse limite periodicamente conforme ele considerar conveniente de forma razoável e poderá, com o prévio consentimento por escrito da Sociedade, alterar esse limite para fins de aplicação geral. O Depositário também fixará limites em Dólares com relação às operações de Pré-Liberação a serem realizadas nos termos deste Contrato com qualquer Pré-Liberado em especial, caso a caso, conforme o Depositário julgar conveniente. Para fins de permitir ao Depositário cumprir com suas obrigações aos Proprietários segundo o Contrato de Depósito, a garantia referida no item (b) acima será detida pelo Depositário para garantir o cumprimento das obrigações do Pré-Liberado perante o Depositário com relação a uma operação de Pré- Liberação, inclusive a obrigação do Pré-Liberado de entregar Ações ou Recibos mediante a rescisão de uma operação de Pré-Liberação (e não constituirá, para evitar dúvidas, Títulos Depositados nos termos deste Contrato). O Depositário poderá reter em seu próprio nome qualquer remuneração por ele recebida com relação às disposições acima. PARÁGRAFO 2.10 Manutenção de Registros O Depositário obriga-se a manter ou fazer com que seus agentes mantenham registros de todos os Recibos devolvidos e Títulos Depositados retirados segundo o Parágrafo 2.05, substituir Recibos entregues segundo o Parágrafo 2.07, e Recibos cancelados ou destruídos segundo o Parágrafo 2.08, segundo os procedimentos normalmente seguidos pelos agentes de transferência de ações localizados na Cidade de Nova York ou conforme exigido pelas leis ou normas que regem o Depositário. Antes de destruir qualquer de tais registros, o Depositário notificará a Sociedade e entregará referidos registros à Sociedade, mediante sua solicitação. PARÁGRAFO 2.11 Direto DTC. Independentemente de qualquer disposição em contrário neste Contrato de Depósito: (a) Ações Depositárias Americanas poderão ser títulos certificados consubstanciados por Recibos ou títulos não-certificados. O modelo de Recibo anexo como Anexo A a este Contrato de Depósito resume os termos e condições e será o prospecto exigido nos termos da Lei de Valores Mobiliários de 1933, tanto para Ações Depositárias Americanas certificadas quanto não-certificadas. Exceto pelas disposições deste Contrato de Depósito que, por sua natureza, não se aplicam a Ações Depositárias Americanas não- certificadas, todas as disposições deste Contrato de Depósito serão Ações Depositárias Americanas Não- Certificadas; Sistema de Registro aplicáveis, mutatis mutandis, tanto às Ações Depositárias Americanas certificadas quanto não certificadas. (b) (i) O termo"entregar", ou sua forma substantivada, quando utilizado com relação a Recibos, significará (A) transferência escritural de Ações Depositárias Americanas para uma conta na The Depository Trust Company, ou sua sucessora ("DTC"), indicada pela pessoa autorizada a realizar referida entrega, consubstanciando Ações Depositárias Americanas registradas no nome solicitado por aquela pessoa, (B) registro de Ações Depositárias Americanas não consubstanciadas por um Recibo nos livros do Depositário no nome solicitado pela pessoa autorizada a realizar referida entrega, e envio àquela pessoa de uma declaração confirmado aquele registro ou, (C) se solicitado pela pessoa com direito à referida entrega, entrega no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário à pessoa tom direito à referida entrega de um ou mais Recibos. (ii) O termo "devolução", quando utilizado com relação aos Recibos, significará (A) uma ou mais transferências escriturais de Ações Depositárias Americanas à conta DTC do Depositário, (B) entrega ao Depositário, em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica, de instruções para devolver Ações Depositárias Americanas não consubstanciadas por um Recibo ou (C) devolver ao Depositário, em seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica, um ou mais Recibos consubstanciando Ações Depositárias Americanas. (c) Ações Depositárias Americanas não consubstanciadas por Recibos serão transferíveis como títulos registrados não-certificados nos termos das leis de Nova York. (d) O Depositário terá o dever de registrar uma transferência, no caso de Ações Depositárias Americanas não-certificadas, mediante recebimento de instruções adequadas do Proprietário (incluindo, para que se evitem dúvidas, instruções por meio de DRS e Perfil, conforme estabelecido no subparágrafo (f), abaixo). O Depositário, mediante devolução de um Recibo para os fins de trocar suas Ações Depositárias Americanas, cancelará aquele Recibo e enviará ao Proprietário uma declaração confirmando que o Proprietário é proprietário do mesmo número de Ações Depositárias Americanas não-certificadas consubstanciadas pelo Recibo devolvido. O Depositário, mediante recebimento de instruções adequadas (incluindo, para que se evitem dúvidas, instruções por meio de DRS e Perfil, conforme estabelecido no subparágrafo (f), abaixo) do Proprietário de Ações Depositárias Americanas não-certificadas para os fins de trocá-las por Ações Depositárias Americanas certificadas, assinará e entregará ao Proprietário um Recibo consubstanciando o mesmo número de Ações Depositárias Americanas certificadas. (e) Mediante o preenchimento das condições para substituição de um Recibo rasgado, perdido, destruído ou roubado, o Depositário entregará ao Proprietário as Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por aquele Recibo na forma não-certificada, a menos que de outra forma solicitado pelo Proprietário. (f) (i) As partes reconhecem que o Sistema de Registro Direto ("DRS") e o Sistema de Modificação de Perfil ("Perfil") serão aplicáveis a Ações Depositárias Americanas não-certificadas mediante sua aceitação do DRS pela DTC. DRS é o sistema administrado pela DTC, segundo o qual o Depositário poderá registrar a propriedade de Ações Depositárias Americanas não-certificadas, a qual será comprovada por declarações periódicas emitidas pelo Depositário aos Proprietários autorizados para tanto. Perfil é um recurso solicitado pelo DRS, a qual permite que um participante DTC, alegando agir em nome de um Proprietário de Ações Depositárias Americanas, instrua o Depositário a registrar a transferência daquelas Ações Depositárias Americanas à DTC ou a seu designado e a entregar referidas Ações Depositárias Americanas à conta DTC daquele participante DTC sem o recebimento, pelo Depositário, de autorização prévia do Proprietário para registrar referida transferência. (ii) Em relação e nos termos dos acordos e procedimentos relativos ao DRS/ Perfil, as partes entendem que o Depositário não verificará, determinará ou por outra forma averiguará se o participante DTC que alegue estar agindo em nome de um Participante, ao solicitar um registro de transferência e entrega conforme descrito no subparágrafo, (i) tem poderes efetivos para agir em nome do Proprietário (independentemente de quaisquer exigências nos termos do Código Comercial Uniforme). Para que se evitem dúvidas, as disposições dos Parágrafos 5.03 e 5.08 serão aplicáveis às questões resultantes do uso do DRS. As partes acordam que a observância e cumprimento, pelo Depositário, das instruções recebidas pelo Depositário por meio do Sistema DRS/ Perfil e de acordo com este Contrato de Depósito não constituirão negligência ou má-fé por parte do Depositário. CLÁUSULA 3 DETERMINADAS OBRIGAÇÕES DE PROPRIETÁRIOS DE RECIBOS.

PARÁGRAFO 3.01 Provas de Apresentação, Certificados e Outras Informações Qualquer pessoa que apresentar Ações para depósito ou qualquer Proprietário de um Recibo poderá ser obrigado periodicamente a apresentar ao Depositário ou ao Custodiante a prova de cidadania ou residência, a aprovação de controle de câmbio, propriedade legal ou beneficiária de Recibos, Títulos Depositados ou outros valores mobiliários, observância de todas as leis, regulamentos ou termos aplicáveis deste Contrato de Depósito ou dos Recibos, ou as informações relativas ao registro nos livros da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro, se cabível, a assinar os certificados e a prestar as declarações e garantias que o Depositário possa considerar razoavelmente necessárias ou adequadas ou que a Sociedade possa razoavelmente exigir. O Depositário poderá reter a entrega ou o registro de transferência de qualquer Recibo ou a distribuição de qualquer dividendo ou a venda ou distribuição de direitos ou o produto da mesma ou a entrega de quaisquer Títulos Depositados até que essa prova ou outras informações sejam apresentadas ou esses certificados sejam assinados ou essas declarações e garantias sejam prestadas. O Depositário informará à Sociedade, de maneira tempestiva, sobre a disponibilidade de quaisquer de referidas das comprovações, certificados ou outras informações, devendo fornecer cópias de referidos documentos à Sociedade, tão rapidamente quanto praticável mediante solicitação pela Sociedade, a menos que referida divulgação seja proibida por lei. PARÁGRAFO 3.02 Obrigação do Proprietário Referente a Impostos Se qualquer imposto ou outro encargo governamental tornar-se devido com relação a qualquer Recibo ou quaisquer Títulos Depositados representados por qualquer Recibo, esse imposto ou outro encargo governamental será pagável pelo Proprietário desse Recibo. O Depositário poderá recusar-se a efetuar qualquer transferência desse Recibo ou qualquer agrupamento ou desmembramento desse Recibo, ou a retirada de Títulos Depositados representados por Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo até que esse pagamento seja efetuado, e poderá reter quaisquer dividendos ou outras distribuições, ou poderá vender por conta do Proprietário do mesmo todos ou quaisquer dos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo, e poderá aplicar esses dividendos ou outras distribuições ou o produto de qualquer dessas vendas no pagamento desse imposto ou outro encargo governamental (e quaisquer impostos ou despesas decorrentes dessa venda), sendo que o Proprietário desse Recibo permanecerá responsável por qualquer valor a menor. PARÁGRAFO 3.03 Garantias sobre Depósito de Ações Toda pessoa que depositar Ações nos termos deste Contrato de Depósito será assim considerada ter declarado e garantido que essas Ações e cada certificado correspondente, se houver, e as Ações objeto dessas Ações foram validamente emitidos, estão totalmente integralizadas, não estão sujeitas a chamada de capital e livres de quaisquer direitos de preferência dos detentores de Ações em circulação e que a pessoa que fizer esse depósito está devidamente autorizada a fazê-lo. Cada uma dessas pessoas também será considerada como tendo declarado e garantido que, exceto com relação ao depósito inicial e a qualquer depósito permitido nos termos do presente instrumento, de acordo com o Parágrafo 4.03, 4.04 ou 4.09, referida pessoa não é nem deverá se tornar, a qualquer momento enquanto referida pessoa detenha Recibos ou qualquer participação beneficiária sobre Recibos, uma afiliada da Sociedade. Além disso, todas as pessoas que depositem Ações nos termos deste Contrato de Depósito também serão consideradas como tendo declarado e garantido que referidas Ações e Recibos consubstanciando. Ações Depositárias Americanas representativas dessas Ações não seriam Títulos Restritos. As referidas declarações e garantias subsistirão ao depósito de Ações e à emissão de Recibos. PARÁGRAFO 3.04 Divulgação de Interesses. Na medida em que as disposições de quaisquer Títulos Depositados ou que os rejam (incluindo o Estatuto Social ou as leis aplicáveis) possam exigir a divulgação da propriedade beneficiária ou de outra propriedade de Títulos Depositados, outras Ações e outros valores mobiliários à Sociedade e possam estabelecer a transferência em bloco e votação ou outros direitos para executar referida divulgação ou limitar referida propriedade, o Depositário envidará seus melhores esforços razoáveis sob as circunstâncias para cumprir as instruções da Sociedade relativas aos Recibos com relação a qualquer de tais execuções ou limitações, e os Proprietários e Proprietários Beneficiários cumprirão todas as referidas exigências de divulgação e propriedade e deverão cooperar com o cumprimento, pelo Depositário, com referidas instruções da Sociedade. . CLÁUSULA 4 OS TÍTULOS DEPOSITADOS.

PARÁGRAFO 4.01 Distribuições em Dinheiro Sempre que o Depositário ou seu representante, em seu nome, receber qualquer dividendo em dinheiro ou outra distribuição de dinheiro referente a quaisquer Títulos Depositados, o Depositário deverá, ou deverá fazer com que seu representante, tão rapidamente quanto possível (e em qualquer caso em um (1) Dia Útil) após seu recebimento de referido dividendo ou distribuição (a menos que de outra forma proibido ou prevenido por lei), sujeito ao disposto no Parágrafo 4.05, converter esse dividendo ou essa distribuição em Dólares, transferir referidos Dólares para os Estados Unidos e distribuirá o valor assim recebido (líquido da remuneração do Depositário conforme previsto no Parágrafo 5.09) aos Proprietários com direito aos mesmos, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados detidos por cada um deles, respectivamente; ressalvado, entretanto, que se a Sociedade, o Depositário ou o Custo diante for obrigado a reter e efetivamente retiver dessa distribuição de dividendo em dinheiro ou outra distribuição em dinheiro um valor a título de impostos, o valor distribuído ao Proprietário dos Recibos consubstanciando Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados será reduzido de forma correspondente. O Depositário deverá distribuir somente quantias que possam ser distribuídas sem distribuir a qualquer Proprietário uma fração de um centavo, e qualquer saldo que não seja assim distribuído será detido pelo Depositário (sem responsabilidade pelos juros sobre ele incidentes) e será adicionado e formará parte do próximo valor recebido pelo Depositário para distribuição aos Proprietários de Recibos então em circulação. PARÁGRAFO 4.02 Distribuições Não em Dinheiro, Ações ou Direitos Sujeito ao disposto no Parágrafo 4.11 e Parágrafo 5.09, sempre que o Depositário receber qualquer distribuição que não seja uma distribuição descrita nos Parágrafos 4.01, 4.03 ou 4.04, o Depositário poderá, o mais prontamente possível, fazer com que os valores mobiliários ou bens recebidos por ele sejam distribuídos aos Proprietários com direito aos mesmos, na proporção da Quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados detidos por cada um deles, respectivamente, de qualquer maneira que o Depositário considerar eqüitativo e conveniente para realizar essa distribuição; ressalvado, ainda, que se na opinião do Depositário essa distribuição não puder ser feita proporcionalmente entre os Proprietários com direito à mesma, ou se por qualquer outro motivo (inclusive, entre outros, qualquer exigência de que a Sociedade, o Custodiante ou o Depositário retenha um valor a título de impostos ou outros encargos governamentais ou que esses valores mobiliários devam ser registrados segundo a Lei de Valores Mobiliários para ser distribuídos aos Proprietários) o Depositário considerar essa distribuição como não sendo viável, o Depositário poderá, após consultar a Sociedade, adotar o método que considerar eqüitativo e conveniente para fins de efetuar essa distribuição, inclusive, entre outros, a venda pública ou particular dos valores mobiliários ou bens assim recebidos, ou de qualquer parte dos mesmos, e o produto líquido dessa venda (líquido da remuneração do Depositário previstas no Parágrafo 5.09 e quaisquer despesas com relação a essa venda) será distribuído pelo Depositário aos Proprietários com direito ao mesmo, como no caso de uma distribuição recebida em dinheiro de acordo com o Parágrafo 4.01; ressalvado, ainda, que nenhuma distribuição a Proprietários nos termos deste Parágrafo 4.02 será injustificadamente atrasada por nenhum ato do Depositário ou de qualquer de seus agentes. Na medida em que esses valores mobiliários ou bens ou o produto líquido dos mesmos não forem distribuídos a Proprietários conforme previsto neste Parágrafo 4.02, os mesmos constituirão Títulos Depositados e cada Ação Depositária Americana posteriormente representará também sua participação proporcional nesses valores mobiliários, bens ou produto líquido. PARÁGRAFO 4.03 Distribuições em Ações Se qualquer distribuição de quaisquer Títulos Depositados consistir em dividendo em ou distribuição gratuita de Ações, o Depositário poderá e deverá, se a Sociedade assim solicitar, distribuir, o mais prontamente possível, aos Proprietários de Recibos em circulação com direito aos mesmos, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas representando esses Títulos Depositados detidos por cada um deles respectivamente, Recibos adicionais consubstanciando a quantidade global de Ações Depositárias Americanas representando a quantidade de Ações recebidas desse dividendo ou distribuição gratuita, sujeito aos termos e às condições do Contrato de Depósito com relação ao depósito de Ações e à emissão de Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por Recibos, inclusive a retenção de qualquer imposto ou outro encargo governamental conforme previsto no Parágrafo 4.11 e o pagamento das remunerações do Depositário conforme previsto no Parágrafo 5.09. Em vez de entregar Recibos por frações de Ações Depositárias Americanas em qualquer desses casos, o Depositário deverá vender a quantidade de Ações representadas pelo total dessas frações e distribuir o produto líquido, tudo da maneira e sujeito às condições descritas no Parágrafo 4.01; ressalvado, entretanto, que nenhuma distribuição a Proprietários nos termos deste Parágrafo 4.03 será injustificadamente atrasada por nenhum ato do Depositário nem de nenhum de seus representantes. Se Recibos adicionais não forem assim distribuídos, cada Ação Depositária Americana a partir de então também representará as Ações adicionais distribuídas sobre os Títulos Depositados, representados pelas mesmas. Além disso, o Depositário poderá reter qualquer distribuição de Recibos nos termos deste Parágrafo 4.03 se ele não tiver recebido garantias satisfatórias da Sociedade de que referida distribuição não exige registro nos termos da Lei de Valores Mobiliários ou é isenta de registro nos termos das disposições de referida Lei; desde que, em qualquer de referidos casos, o Depositário possa vender as Ações distribuídas sobre os Títulos Depositados e distribuir o produto líquido, tudo da forma e sujeito às condições descritas no Parágrafo 4.01. PARÁGRAFO 4.04 Direitos Na hipótese de a Sociedade oferecer ou fazer com que sejam oferecidos aos detentores de quaisquer Títulos Depositados quaisquer direitos de subscrição de Ações adicionais ou quaisquer direitos de qualquer outra natureza, o Depositário deverá, após consultar a Sociedade, ter a opção quanto ao procedimento a ser seguido para tomar esses direitos disponíveis para quaisquer Proprietários ou para alienar esses direitos em nome de quaisquer Proprietários e para tomar o produto líquido disponível para esses Proprietários ou, se pelos termos da oferta desses direitos ou por qualquer outra razão fosse ilegal para o Depositário tomar esses direitos disponíveis para quaisquer Proprietários ou alienar esses direitos e colocar o produto líquido à disposição desses proprietários, então o Depositário deixará que os direitos caduquem. Se na ocasião da oferta de quaisquer direitos, o Depositário determinar que é legal e viável colocar esses direitos à disposição de todos ou de alguns Proprietários, mas não de outros Proprietários, o Depositário distribuirá a qualquer Proprietário relativamente ao qual ele determinar que a distribuição é legal e viável, na proporção do número de Ações Depositárias Americanas detidas por esse Proprietário, bônus de subscrição ou outros instrumentos para tanto na forma que ele considerar adequada. Em circunstâncias nas quais direitos não seriam de outra forma distribuídos, se um Proprietário solicitar a distribuição de bônus de subscrição ou outros instrumentos a fim de exercer os direitos atribuíveis às Ações Depositárias Americanas desse Proprietário nos termos deste Contrato, o Depositário tomará esses direitos imediatamente disponíveis para esse Proprietário por meio de notificação por escrito da Sociedade ao Depositário no sentido de que (a) a Sociedade escolheu, a seu exclusivo critério, permitir que esses direitos sejam exercidos e (b) esse Proprietário assinou os documentos que a Sociedade determinou, a seu exclusivo critério, que são razoavelmente necessários segundo as leis aplicáveis. Se o Depositário tiver distribuído bônus de subscrição ou outros instrumentos relativos a direitos a todos ou alguns Proprietários, então mediante instrução desse Proprietário, de acordo com esses bônus de subscrição ou outros instrumentos, ao Depositário para exercer esses direitos, mediante o pagamento por esse Proprietário ao Depositário por conta desse proprietário de um valor igual ao preço de compra das Ações a serem recebidas mediante o exercício dos direitos, e mediante o pagamento das comissões do Depositário e de quaisquer outros encargos conforme previsto nesses bônus de subscrição ou outros instrumentos, o Depositário, em nome desse Proprietário, exercerá os direitos e comprará as Ações, e a Sociedade fará com que as Ações assim compradas sejam entregues ao Depositário em nome desse proprietário. Como agente desse Proprietário, o Depositário fará com que as Ações assim compradas sejam depositadas segundo o Parágrafo 2.02 deste Contrato de Depósito e, segundo o Parágrafo 2.03 deste Contrato de Depósito, assinará e entregará Recibos a esse Proprietário. No caso de uma distribuição nos termos deste Parágrafo, esses Recibos serão legendados de acordo com as leis norte-americanas aplicáveis e estarão sujeitos às restrições apropriadas sobre vendas, depósito, cancelamento e transferência dos termos das referidas leis. Se o Depositário determinar que não é licito ou viável tornar esses direitos disponíveis a todos ou a certos proprietários, ele envidará seus melhores esforços que sejam razoáveis sob as circunstâncias para vender os direitos, instrumentos de garantia ou outros instrumentos na proporção do número de Ações Depositárias Americanas detidas pelos Proprietários a quem ele tenha determinado não tornar, de maneira licita ou viável, esses direitos disponíveis, e alocar o produto liquido dessas vendas (líquido da remuneração do Depositário conforme previsto no Parágrafo 5.09, quaisquer despesas relativas a referida venda e de todos os impostos e encargos governamentais devidos com relação a esses direitos e sujeito aos termos e às condições deste Contrato de Depósito) em nome desses proprietários de outra forma com direito a esses direitos, instrumentos de garantia ou outros instrumentos, com base na média ou em outra base possível sem levar em consideração quaisquer distinções entre esses Proprietários em decorrência de restrições cambiais ou a data de entrega de qualquer Recibo ou outro. Referido produto será distribuído o mais rapidamente possível, nos termos do Parágrafo 4.01 do presente instrumento. Caso seja exigida uma declaração de registro, nos termos da Lei de Valores Mobiliários, com relação aos valores mobiliários aos quais quaisquer direitos se refiram para que a Sociedade ofereça referidos direitos aos Proprietários e venda os valores mobiliários representados por referidos direitos, o Depositário não oferecerá tais direitos aos Proprietários, a menos e até que referida declaração de registro esteja em vigor, ou a menos que a oferta e venda de referidos valores mobiliários e referidos direitos a tais Proprietários sejam isentas ou não estejam sujeitas a registro nos termos das disposições da referida Lei; ressalvando-se, entretanto, que nada no presente Contrato de Depósito criará ou será considerado como criando nenhuma obrigação, por parte da Sociedade, de protocolar uma declaração de registro nos termos da Lei de Valores Mobiliários ou de envidar esforços para que uma declaração de registro seja declarada em vigor. O Depositário não será responsável por qualquer omissão em determinar que pode ser legal ou viável tornar esses direitos disponíveis aos Proprietários em geral ou a qualquer Proprietário específico. PARÁGRAFO 4.05 Conversão de Moeda Estrangeira Sempre que o Depositário ou o Custodiante receber Moeda Estrangeira, por meio de dividendos ou outras distribuições ou do produto liquido da venda de valores mobiliários, bens ou direitos, e se na ocasião do recebimento dos mesmos a Moeda Estrangeira assim recebida puder, nos termos das leis aplicáveis, ser convertida numa base razoável em Dólares e os Dólares resultantes puderem ser transferidos para os Estados Unidos, o Depositário ou o Custodiante converterá ou fará com que seja convertida, o quanto antes possível (e, em qualquer caso, em até um Dia Útil a contar do recebimento, por ele ou por seu representante, de referida Moeda Estrangeira), por meio de venda ou de qualquer outra maneira que ele possa determinar, de acordo com as leis aplicáveis, essa Moeda Estrangeira em Dólares. Se, no momento da conversão de referida Moeda Estrangeira em Dólares, esses Dólares puderem, nos termos das leis aplicáveis, ser transferidos para fora do Brasil para distribuição a proprietários que tenham direito a eles, esses Dólares serão distribuídos o mais rapidamente possível aos Proprietários com direito aos mesmos ou, se o Depositário ou o Custodiante tiver distribuído quaisquer direitos, bônus de subscrição e/ou outros instrumentos que atribuam aos detentores os mesmos direitos a esses Dólares, então aos detentores desses direitos, bônus de subscrição ou instrumentos mediante devolução dos mesmos para cancelamento, em cada caso nos termos do Parágrafo 4.01. Essa distribuição ou conversão poderá ser feita com base em uma média ou outra base viável sem levar em consideração quaisquer distinções entre os Proprietários por conta de restrições de câmbio, a data de entrega de qualquer Recibo ou outra e será líquida de quaisquer despesas de conversão em Dólares incorridas pelo Depositário ou o Custodiante conforme previsto no Parágrafo 5.09. Se essa conversão, transferência ou distribuição puder ser efetuada somente com a aprovação ou licença em qualquer governo ou órgão do mesmo, o Depositário ou o Custodiante apresentará, o mais rapidamente possível, a solicitação de aprovação ou licença; no entanto, o Depositário ou o Custodiante terá o direito de recorrer aos advogados locais brasileiros para essas questões, sendo que referidos advogados serão instruídos a agir o mais rapidamente possível. Se em qualquer momento a Moeda Estrangeira recebida pelo Depositário ou pelo Custodiante não seja, nos termos das leis aplicáveis, conversível, total ou parcialmente, em Dólares passíveis de transferência para os Estados Unidos, ou se qualquer aprovação ou licença de qualquer governo ou órgão do mesmo, que for necessária para essa conversão, for negada ou, na opinião do Depositário não puder ser imediatamente obtida a um custo razoável, o Depositário ou Custodiante deverá, (a) no que diz respeito à parcela da Moeda Estrangeira conversível em Dólares, efetuar referida conversão e, caso permitido pelas leis aplicáveis, transferir referidos Dólares para os Estados Unidos para distribuição a Proprietários nos termos do primeiro parágrafo deste Parágrafo 4.05 ou, caso referida transferência não seja assim permitida, deter os referidos Dólares não investidos e sem responsabilidade pelos juros sobre eles incidentes para as respectivas contas dos Proprietários que tenham direito a recebê-los e (b) no que diz respeito ao saldo não conversível, se houver, (i) caso solicitado por escrito por um Proprietário, distribuir ou fazer com que o Custo diante distribua a Moeda Estrangeira (ou um documento apropriado comprovando o direito de receber essa Moeda Estrangeira) recebida pelo Depositário ou Custodiante com relação às Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por Recibos detidos por referidos Proprietários (conforme os mesmos possam ser ajustados como conseqüência do subparágrafo (ii) abaixo) a referido Proprietário (x) caso tal solicitação seja recebida antes do 15° dia de um mês-calendário, naquele 15° dia ou, (y) caso não seja, no último dia de referido mês (ou, em qualquer caso, se aquele dia não for um Dia Útil, no próximo Dia Útil subseqüente) e (ii) o Depositário deverá fazer com que o Custodiante detenha quaisquer valores de Moeda Estrangeira não- conversível não distribuídos nos termos do parágrafo imediatamente precedente (i) para as respectivas contas dos Proprietários com direito de recebê-los, não investidos e sem responsabilidade pelos juros que incidirem sobre tais valores, mediante solicitação e, se e na medida em que razoavelmente praticável e permitido pelas leis aplicáveis, de forma destinada a proteger os referidos Proprietários contra os efeitos da inflação; desde que, em tal momento, mediante solicitação razoável do Depositário, a Sociedade forneça ao Depositário, às custas da Sociedade, um parecer escrito dos advogados americanos autorizados da Sociedade, confirmando que a forma na qual o Depositário pretende deter referidos valores em Moeda Estrangeira não conversível não violará a Lei de Sociedades de Investimento de 1940. PARÁGRAFO 4.06 Fixação da Data de Registro Sempre que qualquer dividendo em dinheiro ou outra distribuição em dinheiro tornar-se devida ou qualquer distribuição que não em dinheiro for efetuada, ou sempre que direitos forem emitidos com relação aos Títulos Depositados, ou sempre que por qualquer razão o Depositário efetuar uma alteração no número de Ações que são representadas por cada Ação Depositária Americana, ou sempre que o Depositário receber notificação de qualquer assembléia de detentores de Ações ou outros Títulos Depositados, o Depositário fixará uma data de registro cuja data deverá (x) ser a mesma data que a data de registro fixada pela Sociedade, se houver, na medida do possível, ou (y) se diferente da data de registro fixada pela Sociedade; ser o mais próximo possível da data de registro fixada pela Sociedade ou, se posterior a cinco (5) Dias Úteis da referida data de registro, ser fixada após consulta com a Sociedade (a) para a determinação dos Proprietários que (i) terão direito de receber esse dividendo, distribuição ou direitos ou o produto líquido da venda dos mesmos, ou (ü) terão direito a dar instruções para o exercício de direitos de voto em qualquer dessas assembléias, (b) na ou após a qual cada Ação Depositária Americana representará o número alterado de Ações ou (c) por qualquer outra razão. Sujeito às disposições dos Parágrafos 4.01 até 4.05 e aos outros termos e condições deste Contrato de Depósito, os Proprietários nessa data de registro terão o direito, conforme o caso, de receber o valor distribuível pelo Depositário com relação a esse dividendo ou outra distribuição ou esses direitos ou o produto líquido da venda dos mesmos, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas detidas por cada um eles respectivamente, dar instruções de voto e atuar com relação a qualquer outro assunto. A Sociedade acorda em fornecer ao Depositário uma notificação com no mínimo 10 dias de antecedência sobre qualquer assembléia de acionistas ou reunião do Conselho de Administração da Sociedade cuja ordem do dia inclua autorização para declaração de dividendo; ressalvando-se, contudo, que, se a data para qualquer de tais assembléias ou reuniões for fixada menos de 10 dias antes de sua realização ou a Sociedade não souber, 10 dias antes da realização de referida assembléia ou reunião, que um dividendo poderá ser declarado em qualquer de referida assembléia ou reunião, a Sociedade deverá notificar o Depositário o mais rapidamente possível após a data ser fixada ou a Sociedade tomar conhecimento de que um dividendo poderá ser declarado. PARÁGRAFO 4.07 Votação de Títulos Depositados As Ações não conferem atualmente direito aos seus detentores para votar, exceto em algumas circunstâncias limitadas. Somente nessas circunstâncias, ou na hipótese de no futuro as Ações conferirem aos seus detentores direitos de voto em geral, as disposições a seguir deste Parágrafo 4.07 seriam aplicáveis. Mediante o recebimento de convocação de qualquer assembléia ou solicitação de procurações de detentores de Ações ou outros Títulos Depositados, se solicitado por escrito pela Sociedade, o Depositário deverá, assim que possível depois de então, enviar pelo correio aos Proprietários uma notificação, cuja forma ficará ao critério exclusivo do Depositário, que deverá conter (a) as informações contidas nessa convocação de assembléia (ou, se solicitado pela Sociedade, um resumo em inglês dessas informações, fornecido pela Sociedade), (b) uma declaração de que os Proprietários, no encerramento do expediente em uma data de registro especificada, terão o direito, sujeito às disposições aplicáveis das leis brasileiras, do Estatuto Social e das disposições dos Títulos Depositados, de instruir o Depositário quanto ao exercício dos direitos de voto, se houver, inerentes à quantidade de Ações ou outros Títulos Depositados representados por suas respectivas Ações Depositárias Americanas e (c) uma declaração quanto à maneira pela qual instruções poderão ser dadas, inclusive a indicação expressa de que essas instruções podem ser entregues, ou consideradas entregues de acordo com a última frase deste parágrafo, se nenhuma instrução for recebida, ao Depositário para outorga de uma procuração discricionária a uma pessoa designada pela Sociedade. Mediante solicitação por escrito de um Proprietário nessa data de registro, recebida até a data estabelecida pelo Depositário para esse fim, o Depositário deverá procurar, na medida do possível e do permitido nos termos das leis brasileiras, do Estatuto Social e dos Títulos Depositados, exercer o voto ou fazer com que seja exercido o voto da quantidade de Ações ou de outros Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo de acordo com as instruções estabelecidas nessa solicitação. O próprio Depositário não exercerá nenhum direito de voto inerente a nenhum Título Depositado. Se nenhuma instrução for recebida pelo Depositário de qualquer Proprietário referente a quaisquer Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas comprovadas pelos Recibos do Proprietário até a data estabelecida pelo Depositário para esse fim, o Depositário considerará que esse proprietário instruiu o Depositário a outorgar uma procuração discricionária a uma pessoa designada pela Sociedade com relação a esses Títulos Depositados, e o Depositário outorgará uma procuração discricionária a uma pessoa designada pela Sociedade para votar esses Títulos Depositados, ressalvado que essas instruções serão consideradas dadas e nenhuma procuração discricionária será entregue com relação a qualquer questão quanto à qual a Sociedade informar o Depositário (e a Sociedade obriga-se a fornecer as informações o quanto antes possível por escrito) que (x) a Sociedade não deseja essa procuração outorgada, (y) existe oposição substancial ou (z) essa questão prejudica substancialmente ou afeta os direitos de detentores de Ações de maneira adversa. Sujeito às normas de qualquer sistema de cotação de bolsa de valores ou de um sistema de corretoras automatizado no qual Ações Depositárias Americanas ou os Títulos Depositados por elas representados sejam listados ou cotados, o Depositário entregará à Sociedade, no mínimo dois Dias Úteis anteriormente à data de referida assembléia em atenção a seu Diretor Financeiro, cópias de todas as instruções recebidas dos Proprietários, de acordo com as quais o Depositário exercerá ou fará com que sejam exercidos os direitos de voto relativos aos Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por referidos Recibos em tal assembléia. A entrega de instruções será efetuada às custas da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), desde que o pagamento de referida despesa não seja uma condição precedente para as obrigações do Depositário nos termos deste Parágrafo. PARÁGRAFO 4.08 Alterações que Afetam Títulos Depositados Em circunstâncias nas quais as disposições do Parágrafo 4.03 não sejam aplicáveis, quando de qualquer alteração no valor nominal, alteração no valor de face, desmembramento, agrupamento ou qualquer outra reclassifIcação de Títulos Depositados, ou mediante qualquer recapitalização, reorganização, incorporação ou fusão ou venda de ativos que afetem a Sociedade ou dos quais ela seja parte, quaisquer títulos que forem recebidos pelo Depositário ou por um Custo diante em troca, ou na conversão ou com relação a Títulos Depositados, serão tratados como novos Títulos Depositados nos termos deste Contrato de Depósito e as Ações Depositárias Americanas passarão então a representar os novos Títulos Depositados assim recebidos em troca ou conversão, a menos que Recibos adicionais sejam entregues segundo a frase seguinte. Em qualquer desses casos, o Depositário poderá assinar e entregar, e assinará e entregará se a Sociedade assim solicitar, Recibos adicionais como no caso de dividendo em Ações, ou requererá a devolução de Recibos em circulação a serem trocados por novos Recibos descrevendo especificamente esses novos Títulos Depositados. PARÁGRAFO 4.09 Relatórios O Depositário deverá colocar à disposição para inspeção pelos Proprietários em seu escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica quaisquer relatórios, notificações e comunicações, inclusive qualquer material de solicitação de procuração, recebidos da Sociedade que sejam (a) recebidos pelo Depositário, pelo Custo diante ou por um designado de qualquer um deles como detentor dos Títulos Depositados e (b) colocados à disposição geral dos detentores desses Títulos Depositados pela Sociedade. O Depositário também deverá colocar à disposição dos Proprietários, para inspeção, cópias desses relatórios, notificações e comunicações fornecidas pela Sociedade segundo o Parágrafo 5.06. Qualquer desses relatórios, notificações e comunicações, inclusive qualquer material de solicitação de procuração, fornecido ao Depositário pela Sociedade será entregue em inglês, na medida em que se exija que referidos materiais sejam traduzidos para o inglês nos termos de qualquer regulamentação da Comissão aplicável à Sociedade. A Sociedade compromete-se a fornecer ao Depositário, à custa da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), todos os documentos por ela fornecidos ao Custodiante. A Sociedade entregou ao Depositário e ao Custo diante uma cópia das disposições das Ações ou que rejam as Ações e quaisquer outros Títulos Depositados emitidos pela Sociedade ou por qualquer afiliada da Sociedade e, imediatamente mediante qualquer alteração ou modificação, a Sociedade deverá entregar ao Depositário e ao Custodiante uma cópia de referidas disposições, conforme alteradas ou modificadas. O Depositário poderá basear-se em referida cópia para todos os fins previstos neste Contrato de Depósito. O Depositário, à custa da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), colocará todas as cópias e notificações, relatórios e outras comunicações à disposição para inspeção pelos Proprietários no escritório do Depositário, no escritório do Custo diante e em quaisquer outros escritórios de transferência designados. PARÁGRAFO 4.10 Relações de Proprietários Prontamente quando da solicitação pela Sociedade, o Depositário deverá, às expensas da Sociedade (a menos que de outra forma acordado por escrito pela Sociedade e pelo Depositário), fornecer a ela uma relação, de data recente, dos nomes, endereços e detenções de Ações Depositárias Americanas por todas as pessoas em cujos nomes Recibos estejam registrados nos livros do Depositário. PARÁGRAFO 4.11 Retenção Com relação a qualquer distribuição a Proprietários, a Sociedade ou seu agente remeterá ao órgão ou autoridade governamental competente no Brasil todos os valores (se houver) que devam ser retidos pela Sociedade e que sejam devidos a esse órgão ou autoridade pela Sociedade; e o Depositário e o Custo diante, respectivamente, recolherão ao órgão ou autoridade adequado todos os valores (se houver) cuja retenção seja exigida e que sejam devidos a referido órgão ou autoridade pelo Depositário ou pelo Custo diante, respectivamente. O Depositário encaminhará à Sociedade ou a seu agente, tempestivamente, as informações de seus registros que a Sociedade possa solicitar de modo razoável para possibilitar que ela ou seu agente protocole os relatórios necessários nos órgãos ou autoridades governamentais. O Depositário envidará esforços razoáveis para efetuar e manter acordos que possibilitem aos Proprietários receber quaisquer créditos fiscais ou outros benefícios (nos termos do tratado ou por outra forma) relativos a pagamentos de dividendos com relação às Ações Depositárias Americanas, e a Sociedade deverá, na medida em que razoavelmente praticável, fornecer ao Depositário as referidas guias de impostos ou outros documentos semelhantes que o Depositário possa razoavelmente requerer para manter referidos acordos. Se o Depositário determinar que qualquer distribuição em bens outros que não em dinheiro (inclusive Ações e direitos de subscrição das mesmas) está sujeita a qualquer imposto ou outro encargo governamental que o Depositário está obrigado a reter, o Depositário poderá, por venda pública ou particular, alienar a totalidade ou parte desses bens (inclusive Ações e direitos de subscrição das mesmas) nas quantidades e da maneira que o Depositário considerar de forma razoável necessárias e viáveis para pagar quaisquer desses impostos ou encargos, sendo que o Depositário deverá distribuir o produto líquido dessa venda após a dedução desses impostos ou encargos aos Proprietários com direito ao mesmo, na proporção da quantidade de Ações Depositárias Americanas detidas por cada um deles, respectivamente, tudo de acordo com as disposições aplicáveis deste Contrato de Depósito. CLÁUSULA 5 O DEPOSITÁRIO, OS CUSTODIANTES E A SOCIEDADE

PARÁGRAFO 5.1 Manutenção de Escritório e Livros de Transferência pelo Depositário Até a rescisão deste Contrato de Depósito de acordo com seus termos, o Depositário deverá manter no Distrito de Manhattan, Cidade de Nova York, instalações para a entrega e devolução de Ações, retirada de Títulos Depositados, agrupamentos e desmembramento assinatura e entrega, registro, registro de transferências e devolução de Recibos, tudo de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito. O Depositário deverá manter livros para o registro de Recibos e de transferências de Recibos, que estarão abertos em qualquer horário razoável para inspeção pelos Proprietários, ressalvado que essa inspeção não poderá visar comunicação com os Proprietários para um objeto que não sejam as atividades da Sociedade, incluindo, entre outros, um assunto relativo a este Contrato de Depósito, aos Recibos ou aos Títulos Depositados. O Depositário poderá encerrar os livros de transferência após consulta com a Sociedade, na medida do possível, a qualquer momento ou periodicamente, quando considerado conveniente por ele com relação ao cumprimento de suas obrigações segundo este Contrato. A Sociedade terá o direito, mediante solicitação razoável, de verificar as transferências e os registros do Depositário relativos aos Recibos, de fazer cópias dos mesmos e solicitar que o Depositário ou qualquer co- agente de registro forneça cópias das partes desses registros que esta possa solicitar PARÁGRAFO 5.02 Impedimento ou Atraso no Cumprimento pelo Depositário ou pela Sociedade Nem o Depositário nem a Sociedade incorrerá em qualquer responsabilidade perante qualquer Proprietário ou Proprietário Beneficiário se em virtude de qualquer lei ou norma presente ou futura dos Estados Unidos, Brasil ou de qualquer outro país, ou de qualquer autoridade governamental ou reguladora ou bolsa de valores, ou em virtude de qualquer disposição presente ou futura do Estatuto Social ou dos Títulos Depositados, ou em virtude de qualquer caso fortuito ou guerra ou outra circunstância fora de seu controle, o Depositário ou a Sociedade for impedido ou proibido de, ou sujeito a qualquer penalidade civil ou penal por conta de, fazer ou praticar qualquer ato ou feito que pelos termos deste Contrato de Depósito que deva ser feito ou cumprido; nem o Depositário nem a Sociedade incorrerão em qualquer responsabilidade perante qualquer Proprietário ou Proprietário Beneficiário em razão de qualquer não cumprimento ou atraso, causado conforme acima descrito, na prática de qualquer ato ou feito que, pelos termos deste Contrato de Depósito, deverá ou poderá ser praticado ou cumprido, ou em razão de qualquer exercício ou omissão em exercer qualquer opção prevista neste Contrato de Depósito. Se, pelos termos de uma distribuição segundo os Parágrafos 4.01, 4.02 ou 4.03 do Contrato de Depósito, ou uma oferta ou distribuição segundo o Parágrafo 4.04 do Contrato de Depósito, ou por qualquer outro motivo, o Depositário seja prevenido ou proibido de colocar essa distribuição ou oferta à disposição aos Proprietários, e o Depositário não puder alienar essa distribuição ou oferta em nome desses proprietários e de colocar o produto líquido à disposição desses proprietários, então o Depositário, após consulta à Sociedade, não fará essa distribuição ou oferta e deixará quaisquer direitos, se houver, caducarem. PARÁGRAFO 5.03 Obrigações do Depositário, do Custo diante e da Sociedade A Sociedade não assume qualquer obrigação nem estará sujeita a qualquer responsabilidade nos termos deste Contrato de Depósito perante os Proprietários ou Proprietários Beneficiários, ressalvado que a Sociedade se obriga a cumprir suas obrigações expressamente previstas neste Contrato de Depósito sem negligência ou má-fé. O Depositário não assume qualquer obrigação nem estará sujeito a qualquer responsabilidade nos termos deste Contrato de Depósito perante qualquer Proprietário ou Proprietário Beneficiário (inclusive, entre outras, responsabilidade com relação à validade ou ao valor dos Títulos Depositados), ressalvado que o Depositário se obriga a cumprir suas obrigações expressamente previstas neste Contrato de Depósito sem negligência ou má-fé. Nem o Depositário nem a Sociedade terá qualquer obrigação de comparecer, instaurar qualquer ação, demanda ou outro processo relativo a quaisquer Títulos Depositados ou aos Recibos, que, em sua opinião, possa envolvê-lo em despesa ou obrigação, a menos que indenização satisfatória a ele referente a todas as despesas e obrigações seja concedida com a freqüência necessária, e o Custodiante não terá qualquer obrigação com relação a esses processos, sendo que o Custodiante será exclusivamente responsável perante o Depositário. Nem o Depositário nem a Sociedade será responsável por qualquer ato ou omissão por ele confiando na orientação ou informação de advogados, contadores, qualquer pessoa que apresentar Ações para depósito, qualquer Proprietário ou qualquer outra pessoa que ele acreditar de boa-fé ser competente para dar essa orientação ou informação. O Depositário não será responsável por quaisquer atos ou omissões de um depositário sucessor com relação a ato ou omissão anterior do Depositário ou com relação a qualquer assunto que surgir totalmente após a destituição ou renúncia do Depositário, desde que, com relação à questão que resultar nessa responsabilidade em potencial, o Depositário tenha cumprido suas obrigações sem negligência ou má-fé enquanto atuava como Depositário. O Depositário não será responsável por qualquer não cumprimento de quaisquer instruções quanto à votação de qualquer dos Títulos Depositados, ou pela maneira pela qual esse voto é proferido ou pelo efeito desse voto, desde que esse ato ou omissão seja de boa-fé. Nenhuma negação de responsabilidade nos termos da Lei de Valores Mobiliários é pretendida por qualquer disposição deste Contrato de Depósito. O Depositário, sujeito aos Parágrafos 2.05 e 2.09 do presente instrumento e conforme permitido pelo Estatuto Social, poderá deter e negociar qualquer classe de valores mobiliários da Sociedade e de suas afiliadas e Recibos.

PARÁGRAFO 5.04 Renúncia e Destituição do Depositário O Depositário poderá a qualquer momento renunciar como Depositário segundo este Contrato mediante notificação por escrito de sua opção de fazê-lo entregue à Sociedade tendo efeito quando da nomeação de um depositário sucessor e de sua aceitação dessa nomeação conforme previsto a seguir. O Depositário poderá ser destituído a qualquer momento pela Sociedade mediante notificação dessa destituição, a qual terá efeito mediante a nomeação de um depositário sucessor e de sua aceitação dessa nomeação conforme previsto a seguir. Se a qualquer momento o Depositário atuando nos termos deste Contrato renunciar ou for destituído, a Sociedade deverá envidar seus melhores esforços razoáveis, sob as circunstâncias, para nomear um depositário sucessor, que será um banco ou uma sociedade de fidúcia com escritório no Distrito de Manhattan, Cidade de Nova York. Cada depositário sucessor deverá assinar e entregar a seu antecessor e à Sociedade um instrumento por escrito aceitando sua nomeação nos termos deste Contrato, e então esse depositário sucessor, sem necessidade de outro ato ou feito, será plenamente investido de todos os direitos, poderes, atribuições e obrigações de seu antecessor; mas esse antecessor, mesmo assim, mediante o pagamento de todas as quantias devidas a ele e mediante solicitação por escrito da Sociedade, deverá assinar e entregar um instrumento transferindo a esse sucessor todos os direitos e poderes desse antecessor nos termos deste Contrato, deverá devidamente ceder, transferir e entregar todo direito, titularidade e interesse com relação aos Títulos Depositados a esse sucessor, e deverá entregar a esse sucessor uma relação dos Proprietários de todos os Recibos em circulação. Qualquer desses depositários sucessores deverá prontamente enviar notificação de sua nomeação aos Proprietários pelo correio. Qualquer empresa pela ou com a qual o Depositário for incorporado ou fundido será o sucessor do Depositário sem a assinatura ou arquivamento de qualquer documento ou qualquer outro ato. PARÁGRAFO 5.05 O Custodiante O Custo diante estará sempre e em todos os aspectos sujeito às instruções do Depositário e será responsável exclusivamente perante ele, e o Depositário será responsável pelo cumprimento, pelo Custodiante, de todas as disposições deste Contrato de Depósito. Qualquer Custo diante poderá renunciar de suas atribuições nos termos deste Contrato por meio de notificação dessa renúncia entregue ao Depositário no mínimo 30 dias antes da data na qual essa renúncia deva ter efeito. Se quando da entrada em vigor dessa renúncia não houver nenhum Custodiante atuando nos termos deste Contrato, o Depositário deverá prontamente após receber essa notificação, nomear um custo diante substituto, ou custodiantes aprovados pela Sociedade (cuja aprovação não deverá ser injustificadamente retida), cada um dos quais será então um Custodiante nos termos deste Contrato. O Depositário poderá isentar qualquer Custodiante a qualquer momento mediante notificação ao Custodiante sendo isento mediante a aprovação da Sociedade (a qual não deverá ser injustificadamente retida). Sempre que o Depositário, a seu critério, determinar que é do melhor interesse dos Proprietários fazê-lo, ele poderá nomear um custodiante ou custodiantes substituto(s) ou adicional(is), o(s) qual(is) será(ao) então um dos Custodiantes nos termos deste Contrato. O Depositário notificará a Sociedade sobre a designação de um Custodiante substituto ou adicional, pelo menos 30 dias anteriormente à data na qual referida designação deva entrar em vigor. Mediante exigência do Depositário, qualquer Custodiante deverá entregar os referidos Títulos Depositados detidos por ele que sejam dele solicitados a qualquer outro Custodiante ou referido custodiante ou custodiantes substituto(s) ou adicional(is). O custodiante substituto deverá entregar ao Depositário, imediatamente quando de sua nomeação, uma aceitação dessa nomeação satisfatória em forma e conteúdo ao Depositário. Imediatamente após a referida alteração, o Depositário deverá informá-la por escrito a todos os Proprietários. Quando da nomeação de qualquer depositário sucessor nos termos deste Contrato, cada Custodiante, então atuando nos termos deste Contrato, tornar-se-á imediatamente, sem necessidade de outro ato ou documento, o agente, nos termos deste Contrato, desse depositário sucessor e a nomeação desse depositário sucessor não prejudicará de qualquer maneira a autoridade de cada Custodiante nos termos deste Contrato; mas o depositário sucessor assim nomeado deverá, mesmo assim, mediante solicitação por escrito de qualquer Custo diante, assinar e entregar a cada Custo diante todos os referidos instrumentos que possam ser convenientes para dar a cada Custodiante plenos e totais poderes e autoridade como agente, nos termos deste Contrato, desse depositário sucessor. PARÁGRAFO 5.06 Notificações e Relatórios Até a primeira data na qual a Sociedade enviar notificação, por publicação ou de outra forma, de qualquer assembléia de detentores de Ações ou outros Títulos Depositados, ou de qualquer assembléia suspensa e reaberta desses detentores, ou da aprovação de qualquer ato relativo a qualquer distribuição em dinheiro ou outra distribuição ou à oferta de quaisquer direitos, a Sociedade obriga-se a transmitir ao Depositário e ao Custo diante uma cópia da notificação do mesmo na forma dada ou a ser dada aos detentores de Ações ou outros Títulos Depositados. A Sociedade deverá providenciar a tradução para o inglês, se estas já não forem redigidas em inglês, na medida exigida por quaisquer normas da Comissão aplicáveis à Sociedade, e a pronta transmissão pela Sociedade ao Depositário e ao Custodiante, das notificações e de quaisquer outros relatórios e comunicações que a Sociedade colocar de modo geral à disposição dos detentores de suas Ações. O Depositário colocará, imediatamente, essas notificações, relatórios e outras comunicações à disposição de todos os Proprietários em base semelhante à dos detentores de Ações ou de outros Títulos Depositados, conforme a Sociedade possa aconselhar o Depositário ou conforme possa ser exigido por qualquer lei ou regulamento aplicável ou por qualquer exigência de sistemas de cotação de bolsa de valores mobiliários ou de um sistema de corretoras automatizado ou, mediante a solicitação por escrito e à custa da Sociedade, providenciar para que sejam imediatamente encaminhadas pelo correio cópias de referidas notificações (ou, caso solicitado pela Sociedade, um resumo de qualquer de referida notificação fornecida pela Sociedade) a todos os proprietários. A Sociedade deverá tempestivamente fornecer ao Depositário a quantidade dessas notificações, relatórios e comunicações que for solicitada pelo Depositário periodicamente, para que o Depositário possa fazer nenhum desses envios. PARÁGRAFO 5.07 Distribuição de Ações Adicionais, Ações, Direitos etc. A Sociedade concorda que, na hipótese de qualquer emissão ou distribuição de (1) Ações adicionais, (2) direitos de subscrever Ações, (3) valores mobiliários conversíveis ou passíveis de troca por Ações ou Ações, ou (3) direitos de subscrever quaisquer desses valores mobiliários como um dividendo ou distribuição com relação às Ações ou outros Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas emitidas nos termos do presente instrumento, a Sociedade (i) encaminhará ao Depositário instruções por escrito sobre a forma na qual o Depositário deverá efetuar a efetiva entrega e (ü) adotar todas as medidas razoavelmente necessárias para assegurar que nenhuma violação da Lei de Valores Mobiliários pela Sociedade ou pelo Depositário resultará de referida emissão ou distribuição. A Sociedade acorda com o Depositário que nem a Sociedade nem empresa alguma controladora ou controlada da Sociedade depositarão a qualquer momento quaisquer Ações, originalmente emitidas ou anteriormente emitidas e readquiridas pela Sociedade ou por qualquer uma de suas afiliadas, a menos que uma Declaração de Registro esteja em vigor quanto a essas Ações segundo a Lei de Valores Mobiliários ou que a Sociedade forneça ao Depositário um parecer escrito dos advogados norte-americanos da Sociedade, advogados esses que serão razoavelmente satisfatórios para o Depositário, declarando que a oferta e venda dos Recibos consubstanciando as Ações Depositárias Americanas representando referidas Ações são isentos de registro nos termos daquela Lei. A Sociedade informará cada pessoa que, no melhor conhecimento da Sociedade, controle ou esteja sob o controle comum da Sociedade de que referida pessoa encontra-se sujeita às mesmas restrições sobre o depósito de Ações que a Sociedade e pessoas controladas pela Sociedade. PARÁGRAFO 5.08 Indenização A Sociedade obriga-se a indenizar o Depositário, seus conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas e qualquer Custodiante de qualquer obrigação ou despesa (inclusive, entre outros, honorários e despesas razoáveis de advogados) que possam surgir de atos praticados ou omitidos, de acordo com as disposições deste Contrato de Depósito e dos Recibos, conforme o mesmo possam ser alterado, modificado ou complementado periodicamente, (i) pelo Depositário ou por um Custodiante ou seus respectivos conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas, à exceção de qualquer obrigação ou despesa oriunda de negligência ou má-fé de qualquer deles, e exceto na medida em que essa obrigação ou despesa se originar de informações relacionadas ao Depositário ou ao Custodiante, conforme aplicável, fornecidas por escrito à Sociedade pelo Depositário ou pelo Custodiante, conforme aplicável, expressamente para uso em qualquer declaração de registro, declaração para procuração, prospecto (ou memorando de colocação) ou prospecto preliminar (ou memorando de colocação preliminar) relativos às Ações, ou omissões de referida informação; ou (ii) pela Sociedade ou qualquer de seus conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas. As indenizações contidas no parágrafo anterior não se estenderão a qualquer obrigação ou despesa que possa surgir de nenhuma Pré-Liberação (conforme definido no Parágrafo 2.09) na medida em que referida obrigação ou despesa surja em relação (a) a qualquer lei norte-americana federal, estadual ou local relativa ao imposto de renda ou (b) à omissão pelo Depositário em entregar Títulos Depositados quando solicitado nos termos do Parágrafo 2.05 do presente instrumento. Entretanto, para que se evitem dúvidas, as indenizações contidas no parágrafo anterior serão aplicáveis a quaisquer obrigações ou despesas que possam surgir a partir de qualquer declaração falsa ou alegação de declaração falsa ou omissão ou alegação de omissão em qualquer declaração de registro, declaração para procuração, prospecto (ou memorando de colocação) ou prospecto preliminar (ou memorando de colocação preliminar) relativo à oferta ou venda de Ações, exceto na medida em que essa responsabilidade decorra de (i) informações relacionadas ao Depositário ou a qualquer Custodiante, conforme aplicável, fornecidas por escrito à Sociedade, pelo Depositário ou por qualquer Custo diante, conforme aplicável, expressamente para uso em qualquer um dos documentos acima mencionados, ou (ii) omissões materiais de referidas informações fornecidas pelo Depositário a qualquer Custodiante. O Depositário obriga-se a indenizar a Sociedade, seus conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas de qualquer responsabilidade ou despesa (inclusive, entre outras, honorários advocatícios e despesas de advogado) que possa resultar de atos praticados ou omitidos pelo Depositário ou seu Custodiante ou seus respectivos conselheiros, funcionários, agentes e afiliadas devido a sua negligência ou má-fé. As obrigações estabelecidas neste Parágrafo 5.08 subsistirão à rescisão deste Contrato de Depósito e à sucessão ou substituição de qualquer pessoa indenizada. Qualquer pessoa que pleitear indenização segundo este instrumento (uma "Pessoa Indenizada") notificará a pessoa de quem ela estiver pleiteando a indenização (a "Pessoa Indenizadora") a respeito da instauração de qualquer ação ou reivindicação indenizável imediatamente após essa Pessoa Indenizada passar a ter conhecimento dessa instauração e consultará de boa-fé a Pessoa Indenizadora quanto à condução da defesa dessa ação ou reivindicação, defesa essa que será razoável segundo as circunstâncias. Nenhuma Pessoa Indenizada transigirá ou fará acordo referente a qualquer ação ou reivindicação sem o consentimento por escrito da Pessoa Indenizadora. PARÁGRAFO 5.09 Encargos do Depositário A Sociedade obriga-se a pagar as taxas e os custos desembolsados razoáveis do Depositário e de qualquer Agente de Registro somente de acordo com contratos por escrito celebrados entre o Depositário e a Sociedade, periodicamente. O Depositário apresentará demonstrações detalhadas dessas despesas à Sociedade no mínimo uma vez ao ano a cada três meses. Os encargos e as despesas do Custodiante serão por conta exclusiva do Depositário. Os seguintes encargos serão incorridos por qualquer parte que depositar ou retirar Ações ou. por qualquer parte que devolver Ações Depositárias Americanas ou para a qual Ações Depositárias Americanas forem emitidas (inclusive, entre outras, uma emissão de acordo com um dividendo em ações ou um desmembramento de ações declarado pela Sociedade ou uma troca de ações relativamente às Ações Depositárias Americanas ou Títulos Depositados ou a uma entrega de Ações Depositárias Americanas de acordo com o Parágrafo 4.03), ou pelos Proprietários, conforme aplicável: (1) impostos e outros encargos governamentais, (2) as taxas de registro que possam estar vigentes periodicamente para o registro de transferências de Ações em geral no livro de registro de Unit da Sociedade ou do Agente de Registro Estrangeiro e aplicáveis a transferências de Ações para o ou do nome do Depositário ou seu designado ou do Custodiante ou seu designado ao fazer depósitos ou retiradas nos termos deste Contrato, (3) as despesas de telegrama, telex e transmissão de fax que estiverem expressamente previstas neste Contrato de Depósito, (4) as despesas que forem incorridas pelo Depositário na conversão de moeda estrangeira segundo o Parágrafo 4.05, (5) uma taxa de $5,00 ou menos por 100 Ações Depositárias Americanas (ou parte das mesmas) pela entrega de Ações Depositárias Americanas segundo o Parágrafo 2.03, 4.03 ou 4.04, e pela devolução de Ações Depositárias Americanas segundo o Parágrafo 2.05 ou 6.02, (6) uma taxa de até $0,02 por Ação Depositária Americana (ou parte da mesma) por qualquer distribuição em dinheiro feita segundo este Contrato de Depósito, inclusive, entre outros, os seus Parágrafos 4.01 até 4.04 deste Contrato, (7) uma taxa pela distribuição de valores mobiliários segundo o Parágrafo 4.02, taxa essa sendo de um valor igual à taxa pela assinatura e entrega de Ações Depositárias Americanas referida acima, que teria sido cobrada em decorrência do depósito desses valores mobiliários (para os fins deste item 7 tratando todos esses valores mobiliários como se fossem Ações), mas valores mobiliários esses sendo, em vez disso, distribuídos pelo Depositário para os Proprietários, (8) além de qualquer taxa cobrada nos termos da cláusula 6, uma taxa de até $0,02 por Ação Depositária Americana (ou parte da mesma) por ano por serviços de depositário, que será pagável conforme estabelecido no item 9 abaixo, (9) quaisquer outros encargos devido pelo Depositário, por quaisquer agentes do Depositário, inclusive o Custodiante, ou os agentes dos agentes do Depositário com relação ao serviço de Ações ou outros Títulos Depositados (encargo esse que será determinado contra os Proprietários na data ou datas estabelecidas pelo Depositário de acordo com o Parágrafo 4.06 e será pagável a critério exclusivo do Depositário mediante o faturamento a esses Proprietários do referido encargo ou a dedução desse encargo de uma ou mais distribuições de dividendos em dinheiro ou outras distribuições em dinheiro). O Depositário, segundo o Parágrafo 2.09 deste Contrato, poderá possuir e negociar qualquer classe de valores mobiliários da Sociedade e de suas afiliadas e Ações Depositárias Americanas. PARÁGRAFO 5.10 Exclusividade A Sociedade obriga-se a não nomear qualquer outro depositário para a emissão de Recibos Depositários Americanos consubstanciando Ações Depositárias Americanas enquanto o The Bank of New York estiver atuando na qualidade de Depositário segundo este Contrato, sujeito, entretanto, aos direitos da Sociedade segundo o Parágrafo 5.04. CLÁUSULA 6 Alteração e Rescisão.

PARÁGRAFO 6.01 Alteração O modelo dos Recibos e quaisquer disposições deste Contrato de Depósito poderão ser alterados a qualquer momento e periodicamente através de acordo entre a Sociedade e o Depositário em qualquer aspecto que eles considerarem necessário ou conveniente. Qualquer alteração que impuser ou aumentar quaisquer taxas ou encargos (que não sejam impostos e outros encargos governamentais), ou que de outra forma prejudicar qualquer direito existente substancial dos Proprietários, entretanto, não terá efeito quanto a Recibos em circulação até o vencimento de 30 dias a contar do envio de notificação dessa alteração aos Proprietários de Recibos em circulação. Considerar-se-á que cada Proprietário no momento em que qualquer alteração entrar dessa forma em vigor, ao continuar detendo esse Recibo, consente e concorda com essa alteração e obriga- se pelo Contrato de Depósito conforme dessa forma alterado. Em nenhuma hipótese poderá qualquer alteração prejudicar o direito do Proprietário de qualquer Recibo de devolver esse Recibo e receber pelo mesmo os Títulos Depositados representados pelo mesmo, a não ser para observar as disposições obrigatórias da lei aplicável. PARÁGRAFO 6.02 Rescisão O Depositário deverá a qualquer momento, mediante instruções da Sociedade, rescindir este Contrato de Depósito através do envio de notificação dessa rescisão aos Proprietários de todos os Recibos então em circulação no mínimo 30 dias antes da data fixada nessa notificação para a rescisão. O Depositário poderá igualmente rescindir este Contrato de Depósito, através do envio de notificação dessa rescisão à Sociedade e aos Proprietários de todos os Recibos então em circulação, rescisão essa a entrar em vigor na data especificada na referida notificação no mínimo 30 dias após sua data, se a qualquer momento 60 dias tiverem decorrido após o Depositário ter entregue à Sociedade notificação por escrito de sua opção por renunciar sem que um depositário sucessor tiver sido nomeado e aceito sua nomeação conforme previsto no Parágrafo 5.04. Na e após a data de rescisão, o Proprietário de um Recibo, mediante (a) a devolução desse Recibo no Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica do Depositário, (b) o pagamento da taxa do Depositário pela devolução de Recibos referida no Parágrafo 2.05, e (c) o pagamento de quaisquer impostos ou encargos governamentais incidentes, terá direito à entrega, ao Proprietário ou à ordem do Proprietário, da quantidade de Títulos Depositados representados pelas Ações Depositárias Americanas consubstanciadas por esse Recibo. Se quaisquer Recibos permanecerem em circulação após a data de rescisão, o Depositário deverá então cessar o registro de transferências de Recibos, deverá suspender a distribuição de dividendos aos Proprietários dos mesmos, e não enviará quaisquer outras notificações nem praticará quaisquer outros atos nos termos deste Contrato de Depósito, ressalvado que o Depositário deverá continuar a receber dividendos e outras distribuições pertencentes aos Títulos Depositados, deverá vender direitos conforme previsto neste Contrato de Depósito, e deverá continuar a entregar Títulos Depositados, juntamente com quaisquer dividendos ou outras distribuições recebidos com relação aos mesmos e o produto líquido da venda de quaisquer direitos ou outros bens, em troca de Recibos devolvidos ao Depositário (após deduzir, em cada caso, a taxa do Depositário pela devolução de um Recibo, quaisquer despesas por conta do Proprietário desse Recibo de acordo com os termos e as condições deste Contrato de Depósito e quaisquer impostos ou encargos governamentais incidentes). A qualquer momento após o decurso de um ano a contar da data de rescisão, o Depositário poderá vender os Títulos Depositados então detidos nos termos deste Contrato e poderá então deter o produto líquido dessa venda sem investi-lo, juntamente com qualquer outro dinheiro então detido por ele nos termos deste Contrato, não segregado e sem responsabilidade por juros, em benefício pro rata dos Proprietários de Recibos que ainda não foram devolvidos, sendo que esses Proprietários serão então credores gerais do Depositário com relação a esse produto líquido e qualquer outro dinheiro. Após efetuar essa venda, o Depositário será liberado de todas as obrigações nos termos deste Contrato de Depósito, a não ser a de prestar contas desse produto líquido e outro dinheiro (após deduzir, em cada caso, a taxa do Depositário pela devolução de Recibo, quaisquer despesas por conta do Proprietário desse Recibo de acordo com os termos e as condições deste Contrato de Depósito, e quaisquer impostos ou outros encargos governamentais incidentes) e exceto conforme previsto no Parágrafo 5.08. Quando da rescisão deste Contrato de Depósito, a Sociedade será liberada de todas as obrigações nos termos deste Contrato de Depósito, à exceção de suas obrigações perante o Depositário segundo os Parágrafos 5.08 e 5.09 deste Contrato. CLÁUSULA 7 DISPOSIÇÕES DIVERSAS. PARÁGRAFO 7.01 Vias Este Contrato de Depósito poderá ser assinado em qualquer número de vias, cada uma das quais sendo considerada um original e todas as vias juntas constituindo um único e mesmo instrumento. Cópias deste Contrato de Depósito serão arquivadas no Depositário e no Custo diante e estarão abertas para inspeção por qualquer Proprietário durante o horário de expediente. PARÁGRAFO 7.02 Nenhum Terceiro Beneficiário Este Contrato de Depósito visa o exclusivo benefício das partes contratantes e não conferirá qualquer direito, recurso ou reivindicação por lei ou eqüidade a qualquer outra pessoa. PARÁGRAFO 7.03 Disposições Independentes Se qualquer uma ou mais das disposições contidas neste Contrato de Depósito ou nos Recibos for ou tornar- se inválida, ilegal ou inexeqüível em qualquer aspecto, a validade, a legalidade e a exeqüibilidade das demais disposições contidas neste Contrato e nos Recibos não será de qualquer maneira afetada, prejudicada ou perturbada. PARÁGRAFO 7.04 Cumprimento das Disposições Regulatórias O Depositário e a Sociedade confirmam mutuamente pelo presente que, durante a vigência deste Contrato de Depósito, eles cumprirão todas as exigências de registro do valor dos Títulos Depositados perante o Banco Central e fornecerão à CVM e ao Banco Central todas as informações e documentos relacionados aos Títulos Depositados, Recibos e obrigações do Depositário nos termos do presente instrumento, sempre que exigido nos termos das leis ou regulamentos aplicáveis ou conforma possa ser solicitado por referidas autoridades, periodicamente, sejam essas informações e documentos solicitados ao Depositário ou à Sociedade. Caso o Depositário ou Custo diante seja aconselhado (por escrito) por advogados independentes brasileiros renomados (a "Advertência Legal") que o Depositário ou Custodiante poderia razoavelmente estar sujeito à responsabilização civil criminal ou material, conforme razoavelmente determinado pelo Depositário, como resultado de a Sociedade não ter fornecido à CVM ou ao Banco Central do Brasil tais informações ou documentos razoavelmente disponíveis apenas por meio da Sociedade, o Depositário enviará imediatamente uma cópia da Advertência Legal à Sociedade e terá o direito de renunciar imediatamente a sua qualidade de Depositário, mediante notifIcação por escrito à Sociedade, e não estará sujeito a nenhuma responsabilidade nos termos do presente instrumento por referida renúncia ou referida determinação, exceto que o Depositário deverá, imediatamente, mas em nenhum caso após 3 (três) dias úteis, se permitido pelas leis aplicáveis, ceder, transferir e entregar, devidamente, todos os direitos, titularidade e participação nos Títulos Depositados detidos por conta ou em nome dos Proprietários da Sociedade ou de seu designado e (ii) na medida em que não seja proibido nos termos das leis aplicáveis, o Depositário fornecerá á Sociedade ou a qualquer depositário sucessor, nos termos do presente instrumento, acesso, durante o horário comercial normal, aos registros que possam ser razoavelmente necessários para possibilitar que a Sociedade ou o depositário sucessor cumpra as obrigações que o Depositário teria nos termos do presente instrumento caso a renúncia não tivesse ocorrido. Mediante a entrada em vigor de referida renúncia, o Depositário deverá, de outra forma, ser liberado de todas as suas obrigações nos termos do Contrato de Depósito. Caso o Depositário renuncie nos termos deste parágrafo, (i) a Sociedade designará um novo depositário, caso em que a Sociedade assumirá as obrigações estabelecidas como as obrigações do Depositário nos termos do Parágrafo 5.04 do presente instrumento ou, (ii) caso a Sociedade deixe de designar um novo depositário dentro de 60 dias a contar de referida renúncia, o presente Contrato de Depósito será rescindido nos termos do Parágrafo 6.02 do presente instrumento e a Sociedade ou seu agente designado assumirá as obrigações estabelecidas como as obrigações do Depositário em referido parágrafo. PARÁGRAFO 7.05 Efeito Vinculativo sobre Proprietários e Proprietários Beneficiários Os Proprietários e os Proprietários Beneficiários serão obrigados por todos os termos e condições deste Contrato de Depósito e dos Recibos mediante a aceitação dos mesmos. PARÁGRAFO 7.06 Notificações Todas e quaisquer notificações a serem dadas à Sociedade serão consideradas devidamente dadas se forem entregues em mãos ou enviadas pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de. fax, confirmado por carta, endereçadas ao Sr. Ferdinando Schauenburg, Diretor Econômico-Financeiro e de Relações com o Mercado, Companhia Paranaense de Energia - COPEL, Rua Coronel Dulcídio, 800-8. andar, CEP 80420- 170 Curitiba, Paraná, Brasil, fax número 55-31-331-3136, ou qualquer outro local para o qual a Sociedade possa ter transferido sua sede social. Todas e quaisquer notificações a serem dadas ao Depositário serão consideradas devidamente dadas se estiverem em idioma inglês e forem entregues em mãos ou enviadas pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax, confirmado por carta, endereçadas a The Bank of New York, 101 Barclay Street, Nova York, Nova York 10286, fax número (212) 571-3050, Em atenção de: Administração de Recibos Depositários Americanos, ou a qualquer outro local ao qual o Depositário possa ter transferido seu Escritório de Fidúcia Pessoa Jurídica. Todas e quaisquer notificações a serem dadas a qualquer Proprietário serão consideradas devidamente dadas se forem entregues em mãos ou enviadas pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax, confirmado por carta, endereçadas a esse Proprietário no endereço desse Proprietário conforme consta dos livros de transferência de Recibos do Depositário ou, se esse Proprietário tiver apresentado ao Depositário uma solicitação por escrito de que as notificações destinadas a esse Proprietário sejam enviadas pelo correio a algum outro endereço, ao endereço indicado nessa solicitação. A entrega de notificação enviada pelo correio ou por telegrama, telex ou transmissão de fax será considerada eficaz no momento em que uma carta devidamente endereçada contendo a mesma (ou confirmação da mesma no caso de telegrama, telex ou transmissão de fax) for depositada, com franquia paga, em caixa de correio; ressalvado, entretanto, que a entrega de uma notificação à Sociedade ou ao Depositário poderá ser considerada eficaz quando efetivamente recebida pela Sociedade ou pelo Depositário, conforme o caso. O Depositário ou a Sociedade poderá, entretanto, atuar com base em qualquer telegrama ou telex recebido por ele apesar desse telegrama ou telex não ser posteriormente confirmado por carta conforme acima mencionado. PARÁGRAFO 7.07 Submissão a Foro: Nomeação do Agente de Citação A Sociedade (i) irrevogavelmente designa e nomeia a CT Corporation System, 1633 Broadway, Nova York, Nova York 10038, como agente autorizado da Sociedade a quem citação poderá ser entregue de qualquer ação ou processo oriundo ou relativo às Ações ou aos Títulos Depositados, às Ações Depositárias Americanas, aos Recibos ou a este Contrato, que possa ser instaurado em qualquer vara federal dos Estados Unidos ou estadual de Nova York localizada no Distrito de Manhattan, Cidade de Nova Y ork, (ii) consente e submete-se à competência não exclusiva de qualquer dessas varas no Estado de Nova York com relação a qualquer dessas ações ou processos, e (iii) reconhece que a citação desse agente autorizado será considerada em todos os aspectos citação efetiva da Sociedade em qualquer dessas ações ou processos. A Sociedade obriga-se a entregar, mediante a assinatura e entrega deste Contrato de Depósito, uma aceitação escrita desse agente a respeito da sua nomeação como esse agente. A Sociedade ainda obriga-se a praticar todos e quaisquer atos, inclusive a apresentação de todos e quaisquer desses documentos e instrumentos, conforme possa ser necessário para manter essa designação e nomeação em pleno vigor e efeito enquanto quaisquer Ações Depositárias Americanas ou Recibos permanecerem em circulação ou este Contrato de Depósito permanecer em vigor. Se o referido agente autorizado deixar de atuar como agente de citação da Sociedade, a Sociedade deverá nomear, sem atraso, outro agente e notificar prontamente o Depositário a respeito dessa nomeação. PARÁGRAFO 7.08 Leis Aplicáveis Este Contrato de Depósito e os Recibos serão interpretados e todos os direitos segundo este instrumento e aqueles instrumentos e a suas disposições serão regidos pelas leis do Estado de Nova York. PARÁGRAFO 7.09 Títulos das Cláusulas Os Títulos contidos no presente instrumento foram incluídos apenas por conveniência e não serão utilizados para definir e interpretar nenhuma de suas disposições.

EM TESTEMUNHO DO QUE, a COMPANHIA P ARANAENSE DE ENERGIA-COPEL e o THE BANK OF NEW YORK devidamente assinaram este contrato na data indicada no início do mesmo e todos os Proprietários tornar-se-ão partes deste Contrato mediante a sua aceitação de Recibos emitidos de acordo com os termos deste Contrato.

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA-COPEL Por: (ass) Nome: Cargo: Por: Nome: Cargo: THE BANK OF NEW YORK Como Depositário Por: (ass) Nome: Nuno da Silva Cargo: Vice-Presidente

NADA MAIS. Li, conferi, achei conforme e dou fé desta tradução.

São Paulo, 2 de agosto de 2007

Sandra Regina Mattos Rudzit Tradutora Pública

Companhia Paranaense de Energia - COPEL Anexo 8.1

Companhia Paranaense de Energia - COPEL - Subsidiárias em 31 de dezembro de 2007

Subsidiárias Jurisdição da Organização Nomes sob os quais o Negócio é conduzido

1 COPEL Geracao e Transmissão S.A. Brasil Copel Geracao 1.1 Centrais Eólicas do Paraná Ltda. Brasil CEOPAR 2 COPEL Distribuicao S.A. Brasil Copel Distribuicao 3 COPEL Telecomunicacoes S.A. Brasil Copel Telecomunicacoes 4 COPEL Participacoes S.A. Brasil COPEL Participacoes 4.1 Companhia Paranaense de Gas - COMPAGAS Brasil COMPAGAS 4.2 Centrais Eletricas do Rio Jordao S.A. - ELEJOR Brasil ELEJOR 4.3 UEG Araucária Ltda. Brasil UEGA Companhia Paranaense de Energia – COPEL Anexo 12.1.

Eu, Rubens Ghilardi, certifico que:

1. Revisei este relatório anual em Formulário 20-F da Companhia Paranaense de Energia – Copel;

2. Baseado em meu conhecimento, este relatório não contém qualquer afirmação inverídica de fato relevante ou deixa de mencionar fato relevante necessário para tornar as afirmações feitas, à luz das circunstâncias sob as quais essas afirmações foram feitas, não enganosas em relação ao período coberto por este relatório;

3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações contábeis e outras informações financeiras incluídas neste relatório representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da companhia para os períodos apresentados neste relatório;

4. O outro diretor certificador da companhia e eu somos responsáveis por estabelecer e manter controles e procedimentos de revelação (definidos nas normas 13a-15(e) e 15d-15(e) do “Exchange Act”) e controle interno de informações financeiras (definido nas normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do “Exchange Act”) para a companhia e:

(a) Estabelecemos tais controles e procedimentos de revelação, ou fizemos com que esses controles e procedimentos de revelação fossem estabelecidos sob nossa supervisão, para garantir que as informações relevantes relativas à companhia, incluindo suas subsidiárias consolidadas, sejam trazidas a nosso conhecimento por outros naquelas entidades, em particular durante o período em que este relatório é preparado;

(b) Estabelecemos tal controle interno de informações financeiras, ou fizemos com que esse controle interno de informações financeiras fosse estabelecido sob nossa supervisão, para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos;

(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de revelação da companhia e apresentamos neste relatório nossas conclusões quanto à eficácia dos controles e procedimentos de revelação, no fim do período coberto por este relatório com base em nossa avaliação; e

(d) Revelamos neste relatório todas as mudanças no controle interno de informações financeiras da companhia que ocorreram durante o período coberto pelo relatório anual e que afetaram relevantemente, ou que poderiam razoavelmente afetar relevantemente, o controle interno de informações financeiras da Companhia; e

5. O outro diretor certificador da companhia e eu revelamos, com base em nossa mais recente avaliação do controle interno de informações financeiras, aos auditores da companhia e ao comitê de auditoria do conselho de administração da companhia (ou às pessoas que exercem as funções equivalentes):

(a) Todas as deficiências significativas e limitações relevantes na concepção ou operação do controle interno de informações financeiras que poderiam razoavelmente afetar adversamente a capacidade da companhia de registrar, processar, resumir e divulgar informações financeiras; e

(b) Qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham papel significativo no controle interno de informações financeiras da companhia.

Data: 30 de junho de 2008.

______Nome: Rubens Ghilardi Cargo: Diretor Presidente

Companhia Paranaense de Energia – COPEL Anexo 12.2.

Eu, Paulo Roberto Trompczynski, certifico que:

1. Revisei este relatório anual em Formulário 20-F da Companhia Paranaense de Energia – Copel;

(b) Qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham papel significativo no controle interno de informações financeiras da companhia.

Data: 30 de junho de 2008.

______Nome: Paulo Roberto Trompczynski, Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com Investidores

Companhia Paranaense de Energia - COPEL Anexo 13.1.

Certificação Conforme a Seção 906 da Lei “Sarbanes-Oxley” de 2002 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63 do Título 18 do “United States Code”)

Conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2005 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63 do Título 18 do “United States Code”), o diretor signatário da Companhia Paranaense de Energia – COPEL (a “Companhia") certifica por meio desta, de acordo com seu conhecimento, que:

O relatório anual em Formulário 20-F da Companhia para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 está em plena consonância com as exigências da Seção 13(a) ou 15 (d) do “Securities Exchange Act” de 1934 e que as informações contidas no Formulário 20-F representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição financeira e os resultados das operações da Companhia.

Data: 30 de junho de 2008.

______Nome: Rubens Ghilardi Cargo: Diretor Presidente

Companhia Paranaense de Energia - COPEL Anexo 13.2.

Certificação Conforme a Seção 906 da Lei “Sarbanes-Oxley” de 2002 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63 do Título 18 do “United States Code”)

Data: 30 de junho de 2008.

______Nome: Paulo Roberto Trompczynski Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com Investidores