财务业绩：收入和利润（同比环比） - 2025年第二季度经常性息税折旧摊销前利润（EBITDA）为13.35亿雷亚尔，同比增长4.2%[14] - 2025年第二季度净利润为5.736亿雷亚尔，同比增长21.1%[5] - 2025年上半年EBITDA为33.193亿雷亚尔，同比增长22.8%[5] - 运营收入达62.252亿雷亚尔，同比增长13.6%，主要受电力供应收入增长57%推动[19][21] - 第二季度运营收入为62.25154亿雷亚尔，同比增长13.6%[148] - 第二季度向分销商售电收入为11.40733亿雷亚尔，同比大幅增长57.0%[148] - 第二季度建设和施工收入为8.4277亿雷亚尔，同比增长25.0%[148] - 第二季度金融资产和负债公允价值变动收益为5.77183亿雷亚尔，同比激增188.7%[148] - 第二季度息税折旧摊销前利润（EBITDA）为15.82758亿雷亚尔，同比增长21.3%[148] - 第二季度归属于控股股东的持续经营净利润为5.7214亿雷亚尔，同比增长20.3%[148] - 上半年运营收入为121.1724亿雷亚尔，同比增长11.2%[148] - 上半年金融资产和负债公允价值变动收益为5.62727亿雷亚尔，同比大幅增长286.8%[148] - 上半年归属于控股股东的持续经营净利润为12.37648亿雷亚尔，同比增长22.0%[148] - 持续经营业务净利润为12.38亿雷亚尔，同比增长24.4%（从9.95亿雷亚尔）[151] - 经常性EBITDA为28.38亿雷亚尔，同比增长8.7%（从26.12亿雷亚尔）[155] - 金融收入6.73亿雷亚尔，同比增长27.9%（从5.26亿雷亚尔）[155] - 合并营业收入1H25为24.01亿雷亚尔，同比增长8.4%[162] - 电力分销销售收入1H25为18.00亿雷亚尔，同比增长8.3%[162] - 持续经营净利润1H25为7.82亿雷亚尔，同比增长16.4%[162] - 持续经营EBITDA 1H25为19.35亿雷亚尔，同比增长26.0%[162] - 公司总营业收入第二季度为45.56亿雷亚尔，同比增长9.7%；上半年为88.61亿雷亚尔，同比增长8.0%[163][164] - 电力销售给分销商业务第二季度收入7030万雷亚尔，同比大幅增长306.5%；上半年收入1.01亿雷亚尔，增长377.7%[163] - 行业资产和负债结果第二季度达5.77亿雷亚尔，同比增长188.7%；上半年为5.63亿雷亚尔，增长286.8%[163] - 建筑收入第二季度为7.87亿雷亚尔，同比增长20.0%；上半年为13.71亿雷亚尔，增长12.6%[163] - 自由市场业务（COPEL COM）第二季度营业收入11.31亿雷亚尔，同比增长36.4%；上半年为20.87亿雷亚尔，增长23.6%[165] - 自由市场业务净利润第二季度达5788万雷亚尔，同比增长528.5%；上半年为8301万雷亚尔，增长210.1%[165] - 最终客户电力销售第二季度为15.23亿雷亚尔，同比下降5.7%；上半年为33.06亿雷亚尔，下降1.4%[163] - 合并净营业收入为62.251亿雷亚尔，其中电力传输与配电业务贡献显著[166] - 向最终客户售电收入达19.120亿雷亚尔，占净营业收入30.7%[166] - 向分销商售电收入为11.407亿雷亚尔，占净营业收入18.3%[166] - 电网使用费收入（TUSD/TUST）达15.317亿雷亚尔，占净营业收入24.6%[166] - 工程建设收入为8.428亿雷亚尔，主要来自输电业务[166] - 合并EBITDA达15.828亿雷亚尔，反映核心业务盈利能力[166] - 合并净利润为5.736亿雷亚尔，归属于母公司股东5.721亿雷亚尔[166] - 公司合并净营业收入为54.79亿巴西雷亚尔[168] - 电力销售给最终客户收入为21.92亿巴西雷亚尔[168] - 电力销售给分销商收入为8.64亿巴西雷亚尔[168] - 息税折旧摊销前利润（EBITDA）为13.04亿巴西雷亚尔[168] - 持续经营业务净利润为4.76亿巴西雷亚尔[168] - 归属于母公司股东的持续经营净利润为4.76亿巴西雷亚尔[168] - 公司合并净营业收入为12,117,240千雷亚尔[169] - 向最终客户售电收入为4,104,115极亚尔[169] - 向分销商售电收入为2,115,673千雷亚尔[169] - 输配电网络使用费收入为3,459,679千雷亚尔[169] - 施工收入为1,482,460千雷亚尔[169] - 合并净利润为1,238,231千雷亚尔[极9] - 合并EBITDA为3,319,310千雷亚尔[169] - 合并净营业收入为108.96亿雷亚尔[171] - 向最终客户售电收入为42.85亿雷亚尔[171] - 向分销商售电收入为14.67亿雷亚尔[171] - 输配电网络使用费收入为34.73亿雷亚尔[171] - 工程建设收入为12.48亿极亚尔[171] - 合并EBITDA为27.04亿雷亚尔[171] - 归属于母公司股东的持续经营净利润为10.15亿雷亚尔[171] - 总售电量36,130GWh，同比增长7.6%[176] - 配电业务售电量12,015GWh，同比增长7.8%[176] - 零售端平均电价592.40雷亚尔/MWh，同比下降3.7%[182] - 采购端平均电价232.83雷亚尔/MWh，同比上涨2.6%[180] - 工业用电量6,435GWh，同比增长2.9%[178] - 居民用电量5,186GWh，同比增长1.6%[178] - 商业用电量3,801GWh，同比微降0.2%[178] - 电力采购总额在第二季度同比增长27.3%至2,563,409千雷亚尔，上半年同比增长20.8%至4,815,762千雷亚尔[183] - 双边协议采购额在第二季度同比大幅增长75.7%至677,505千雷亚尔[183] - 电力市场交易平台采购额在第二季度同比激增188.7%至308,216千雷亚尔[183] - 微小型发电商及客户回购采购额在第二季度同比增长33.1%至508,266千雷亚尔[183] - 自有发电量同比下降：第二季度自有发电量为3,525 GWh，同比下降42.0%（去年同期为6,071 GWh）[197]；上半年自有发电量为10,580 GWh，同比下降16.8%（去年同期为12,710 GWh）[199] - 总购电量同比增长：第二季度总购电量为9,847 GWh，同比增长24.8%（去年同期为7,893 GWh）[197]；上半年总购电量为18,504 GWh，同比增长14.0%（去年同期为16,235 GWh）[199] - 可用能源总量变化：第二季度可用能源总量为13,370 GWh，同比下降4.3%（去年同期为13,964 GWh极7]；上半年可用能源总量为29,081 GWh，同比增长0.5%（去年同期为28,945 GWh）[199] - 受管制市场（Captive Market）消费量下降：第二季度消费量为4,814 GWh，同比下降10.2%（去年同期为5,359 GWh）[197]；上半年消费量为10,425 GWh，同比下降6.2%（去年同期为11,112 GWh）[199] - 自由市场客户消费量下降：第二季度消费量为2,477 GWh，同比下降5.5%（去年同期为2,621 GWh）[197]；上半年消费量为4,745 GWh，同比下降9.3%（去年同期为5,229 GWh）[199] - 双边协议（Bilateral Agreements）消费量增长：第二季度消费量为3,863 GWh，同比增长34.8%（去年同期为2,866 GWh）[197]；上半年消费量为7,946 GWh，同比增长28.0%（去年同期为6,204 GWh）[199] - 拍卖（CCEAR）消费量增长：第二季度消费量为1,304 GWh，同比增长9.0%（去年同期为1,196 GWh）[197]；上半年消费量为2,557 GWh，同比增长8.极%（去年同期为2,350 GWh）[199] - 能源重新分配机制（MRE assignment）消费量大幅下降：第二季度消费量为220 GWh，同比下降85.6%（去年同期为1,527 GWh）[197]；上半年消费量为2,055 GWh，同比下降30.4%（去年同期为2,954 GWh）[199] - 损失和差异（Losses and Differences）显著恶化：第二季度为-500 GWh，去年同期为-150 GWh[197]；上半年为-956 GWh，去年同期为-181 GWh[199] - 伊泰普（Itaipu）购电量稳定：第二季度购电量为1,108 GWh，同比下降2.3%（去年同期为1,134 GWh）[197]；上半年购电量为2,203 GWh，同比下降2.9%（去年同期为2,268 GWh）[199] 财务业绩：成本和费用（同比环比） - 电力采购成本增加1.263亿雷亚尔（增幅33.1%），主要因分布式微小型发电（MMGD）补偿量上升[18] - 转售电力采购成本增加5.505亿雷亚尔（+27.3%），主要因双边合同采购及分布式发电量增长[22] - 建筑成本增加1.684亿雷亚尔（+25.0%），由Copel DIS投资计划推动[22] - 电网使用费减少4250万雷亚尔（-6.5%），因输配电费率下调及伊泰普输电成本降低[22] - 人员与管理成本下降4080万雷亚尔（-17.5%），因员工总数减少及薪资调整[24][25] - 第二季度电力采购成本为25.63409亿雷亚尔，同比增长27.3%[148] - 运营成本和费用为46.12亿巴西雷亚尔[168] - 金融费用为5.64亿巴西雷亚尔[168] - 金融收入为2.74亿巴西雷亚尔[168] - 运营成本及费用总额为9,678,833千雷亚尔[169] - 转售购电成本为4,815,762千雷亚尔[169] - 输配电网络费用为1,393,101千雷亚尔[169] - 运营成本及费用为90.75亿雷亚尔[171] - 电力采购成本为39.86亿雷亚尔[171] - 折旧及摊销费用为7.21亿雷亚尔[171] - 金融费用1H25为7.19亿雷亚尔，同比上升49.1%[162] - 电力采购成本第二季度为19.78亿雷亚尔，同比增长18.3%；上半年为38.26亿雷亚尔，增长15.5%[163] - 财务费用第二季度为3.69亿雷亚尔，同比增长44.2%；上半年为7.14亿雷亚尔，增长47.7%[163] - 能源采购成本为25.634亿雷亚尔，是最大单项运营成本[166] - 电网使用费用支出7.106亿雷亚尔，占运营成本14.0%[166] - 财务费用净支出4.019亿雷亚尔，其中利息支出7.772亿雷亚尔[166] - 金融费用15.21亿雷亚尔，同比增长40.4%（从10.84亿雷亚尔）[155] - 金融净收益亏损8.48亿雷亚尔，同比扩大52.1%（从5.58亿雷亚尔亏损）[155] - 电网使用费在上半年同比下降7.6%至1,393,101千雷亚尔[183] - 伊泰普输电费用在上半年同比下降23.1%至84,231千雷亚尔[183] - 储备能源费用在上半年同比增长6.7%至236,614千雷亚尔[183] 发电与输电公司（GenCo）表现 - 发电与输电公司（GenCo）EBITDA增长12.6%至7.614亿雷亚尔，主要因短期市场交易收益增加4540万雷亚尔[18] - 风电发电量增长17.2%，发电偏差减少1890万雷亚尔（降幅45.8%）[18] - 水电发电量下降49.4%至2,726吉瓦时[70] - 经常性EBITDA为7.614亿雷亚尔，同比增长12.6%[52][55] - 风力发电量增长17.2%至799吉瓦时[53][70] - 限电率从7.6%上升至12.1%[53][70] - 总发电量下降41.9%至3,525吉瓦时[70] - 人员成本减少1,030万雷亚尔，降幅4.5%[56][57] - 经常性净利润下降19.7%至2.925亿雷亚尔[59] - 金融结果恶化9.01亿雷亚尔[59] - 投资支出增长135.4%至9,250万雷亚尔[62] - 运营利润率从36.4%提升至45.0%[62] 配电公司（DisCo）表现 - 配电公司（DisCo）EBITDA微增0.6%，主要受2.7%配电费率上调影响，但被电网市场下降2.6%抵消[18] - DisCo第二季度经常性EBITDA为5.693亿雷亚尔，同比增长0.6%[81] - DisCo上半年经常性EBITDA达12.622亿雷亚尔，同比增长6.7%[82] - 可管理成本同比下降4.0%，减少1860万雷亚尔，其中人员成本减少2840万雷亚尔(-28.4%)[83] - 第三方服务成本增加3120万雷亚尔(+18.4%)，主要因电力系统维护服务需求增加[84] - 公司员工减少1026人，人员成本下降21.9%[86] - 第二季度经常性净利润为1.452亿雷亚尔，同比下降27.7%[87] - 净营业收入45.562亿雷亚尔，同比增长9.7%[90] - 投资计划达8.811亿雷亚尔，同比增长44.5%[90] - 技术损耗为2291 GWh，非技术损耗为716 GWh，总损耗3007 GWh[98] - 配电市场消费量下降0.7%，受温和气温影响居民和商业部门需求减少[94] - 2025年6月总损耗比监管限额低0.55%[100] - Copel总客户数达5,231,515户，同比增长1.8%[176] 自由市场业务（COPEL COM）表现 - 2025年第二季度经常性EBITDA为1830万雷亚尔，同比下降47.5%[103] - 2025年第二季度经常性净利润为1750万雷亚尔，同比下降41.1%[105] - 2025年第二季度能源买卖合同的公允价值为正6120极雷亚尔，而2024年第二季度为负3100万雷亚尔[104] - 2025年第二季度可控制成本为899万雷亚尔，同比增长40.2%[107] - 2025年第二季度人员和管理费用为518万雷亚尔，同比增长33.1%[108] - 2025年上半年经常性净利润为4380万雷亚尔，同比下降31.8%[106] - 2025年第二季度售出能源同比增长21.0%[112] - 2025年第二季度净营业收入为11.312亿雷亚尔，同比增长36.4%[109] - 2025年第二季度EBITDA利润率为7.0%，而2024年同期为0.5%[109] - 自由市场客户数6,566户，同比大幅增长84.2%[178] 联营与合营公司表现 - 联营公司股权收益下降20.2%至6430万雷亚尔，主因MSG公司完全合并及通胀率降低[26] - 子公司权益收益总额2Q25为1938.4万雷亚尔，同比下降75.9%[156] - 联营公司Dona Francisca净收入2Q25亏损3155.5万雷亚尔，同比恶化3128.3%[156] - 联营公司Foz do Chopim净收入2Q25亏损727.3万雷亚尔，同比恶化346.6%[156] - 合营企业Mata de Santa Genebra净收入2Q25为748.5万雷亚尔，同比下降55.6%[156] 财务健康状况与债务 - 净债务股权比从36.7%升至64.6%，增幅76个百分点[5] - 财务亏损扩大1.122亿雷亚尔（+38.7%），因债务增加及

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度EBITDA为13亿巴西雷亚尔 同比增长42% [3] - 经常性净利润达452亿巴西雷亚尔 同比下降95% [17] - 资本支出为975亿巴西雷亚尔 符合全年超过30亿巴西雷亚尔的预期 [3] - 杠杆率为31倍 若考虑资产出售将降至29倍 [4][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电与输电业务(G&T)EBITDA达761亿巴西雷亚尔 同比增长126% 占总EBITDA的584% [11][12] - 配电业务EBITDA为569亿巴西雷亚尔 同比增长06% 占总EBITDA的426% [11][13] - 交易业务销售额同比增长21% 但利润率下降1530万巴西雷亚尔 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 短期电力市场交易带来4500万巴西雷亚尔额外收入 [12] - 配电业务受电价调整影响 平均涨幅27% 但被电网市场26%的下降所抵消 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续推进向Novo Mercado的迁移计划 旨在统一股票类别并提高流动性 [6][7] - 完成与Eletrobras的资产置换 优化资产组合 [4] - 获得ESG领域奖项 连续三年在行业评选中排名第一 [5] - 计划参与容量拍卖 重点关注Pozjarea和Segredo两个项目 [61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2025年完成向Novo Mercado的迁移 尽管遇到监管延迟 [23] - 电力行业面临电价压力 政府正在寻求解决方案 [40][44] - 预计容量拍卖将在2026年举行 以满足系统对电力的迫切需求 [62] 其他重要信息 - 公司实施自愿离职计划 人事和行政费用下降15% [15] - 智能电表安装量达150万台 有助于提高运营效率 [49] - 计划在11月19日举办Copel Day活动 展示2035年增长路径 [35] 问答环节所有提问和回答 问题: 交易策略和Novo Mercado迁移时间表 - 公司专注于长期电力合约销售 价格比过去高出40巴西雷亚尔 [25][26] - 预计Novo Mercado迁移将在2025年内完成 尽管遇到15天的监管延迟 [23] 问题: 未来战略和资本配置 - 公司专注于现有资产价值提升 短期内不考虑重大并购 [37] - 重点推进数字化转型和人工智能应用 以提高效率 [42] 问题: 成本控制措施 - 通过合同重新谈判和流程简化实现成本节约 [46] - 强调效率提升而非单纯成本削减 以保持服务质量 [47] 问题: 股息政策和监管环境 - 维持每年至少两次股息支付的承诺 [52] - 预计MP 1313/04将获得批准 但担忧国会可能增加补贴 [55][58] 问题: 容量拍卖参与计划 - 等待能源部发布条例 预计拍卖将在2026年举行 [61][62]

财务数据和关键指标变化 - 公司Q2 2025年EBITDA为13亿巴西雷亚尔 同比增长4_2% 经常性净利润达4_5亿巴西雷亚尔 [4] - 资本支出为9_75亿巴西雷亚尔 符合全年超30亿巴西雷亚尔的预期 [4] - 杠杆率因收购Baixo Iguacu暂时升至3_1倍 预计资产出售后降至2_9倍 [5] - 净债务达166亿巴西雷亚尔 债务成本虽上升但相对CDI效率提高 [19][20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 发电与输电业务(G&T)EBITDA达7_61亿巴西雷亚尔 同比增长12_6% 主要受益于短期市场交易及风电偏差改善 [12][13] - 配电业务EBITDA为5_69亿巴西雷亚尔 同比微增0_6% 受电价调整与市场销量下滑相互抵消影响 [14] - 交易业务销量增长21% 但利润率受市场因素影响下降1530万巴西雷亚尔 [15] - 运营费用(PMSO)同比下降3_7% 其中人事与行政费用减少15% [16] 公司战略和发展方向 - 持续推进资产优化 完成小型水电站出售及与Eletrobras的资产置换 [5] - 计划迁移至Novo Mercado以提升股票流动性 但遭少数股东异议暂缓 [7][9][10] - 聚焦成本效率计划 目标以2023年为基准削减20%成本 [34] - 数字化与智能电网建设加速 上半年完成150万智能电表安装 [50] 管理层评论与行业环境 - 电价压力引发社会关注 公司强调通过效率提升平衡服务质量与成本 [44][45] - 电力系统面临容量短缺 预计政府将启动超12GW的容量拍卖 [63] - 政治环境不确定性影响行业政策 特别是临时措施MP 1313/04的进展 [55][56] 问答环节 交易策略与Novo Mercado时间表 - 长期电力合约销售聚焦2027-2030年 价格较前期提升40巴西雷亚尔/MWh [26][27] - 预计Novo Mercado迁移仍可在2025年内完成 当前延迟为15天 [24] 资本分配与增长战略 - 明确2027年前无重大并购计划 优先完成现有承诺 [36][38] - 容量拍卖重点关注Pozjarea和Segredo项目 等待政府条例发布 [62] 成本效率与电价管理 - 成本优化通过合同重组、流程简化及AI技术多维度推进 [43][47] - 智能电表实现远程管控 应收账款覆盖率保持健康水平 [50][51] 股息政策与监管风险 - 维持年度两次分红节奏 不受Novo Mercado迁移影响 [53] - MP 1313/04可能合并文本通过 但需警惕附加补贴条款风险 [56][59]

业绩总结 - 2025年第二季度的经常性EBITDA为13亿雷亚尔，同比增长4.2%[11] - 2025年第二季度的经常性净收入为4.524亿雷亚尔[11] - 2025年第二季度的销售量为6,686 GWh，同比增长21.0%[27] - 2025年第二季度的EBITDA在发电公司（GenCo）部门增长了12.6%[20] 成本与支出 - 2025年第二季度的资本支出为9.753亿雷亚尔，2025年上半年的资本支出为16亿雷亚尔[11] - 2025年第二季度的人员和管理成本减少了14.9%，减少金额为4250万雷亚尔[19] - 2025年第二季度的能源采购成本同比增长33.1%[25] 负债与财务状况 - 公司的负债率为2.9倍，剔除对Baixo Iguaçu水电站的收购[11] - 2025年第二季度的净债务为16554百万雷亚尔，净债务与经常性EBITDA的比率为2.9倍[40] - 2025年第二季度的税收减少了12.1%，主要由于经常性经营收入的下降[34]

财务数据关键指标变化（收入和利润） - 1Q25 EBITDA为998.2百万雷亚尔，同比增长26.7%（1Q24为787.8百万雷亚尔）[51][54] - 1Q25经常性EBITDA为783.1百万雷亚尔，同比增长13.9%（1Q24为687.7百万雷亚尔）[51][54] - 1Q25经常性净利润为340.4百万雷亚尔，同比增长17.2%（1Q24为290.3百万雷亚尔）[53][54] - 公司报告的EBITDA（LTM）从2023年3月的920.9增长到2024年3月的1,842.4，增幅达100.1%[79] - 2025年第一季度营业收入58.92亿雷亚尔，同比增长8.8%[129] - 2025年第一季度EBITDA为17.37亿雷亚尔，同比增长24.1%[129] - 公司2025年第一季度净收入为664,667千雷亚尔，较2024年同期的532,190千雷亚尔增长24.9%[131] - 2025年第一季度EBITDA为1,736,548千雷亚尔，同比增长24.1%[133] - 公司1Q25营业收入为1,239,546千雷亚尔，同比增长9.8%[140] - 公司1Q25净利润为416,045千雷亚尔，同比增长42.6%[140] - 公司1Q25 EBITDA为998,166千雷亚尔，同比增长26.7%[140] - 子公司COPEL DIS 1Q25 EBITDA为704,737千雷亚尔，同比增长10.9%[141] 财务数据关键指标变化（成本和费用） - 1Q25分销业务人员成本同比下降20.8%至142.4百万雷亚尔（1Q24为179.9百万雷亚尔）[73][74] - 2025年第一季度，TradeCo的可控成本下降6.0%，其中其他成本和费用下降38.7%[93] - 公司1Q25运营成本和费用为518,687千雷亚尔，同比下降18.8%[140] - Copel的电力采购总成本同比增长14.1%，达到2,252,353 R$'000[157] - Copel的电网使用费用同比下降8.1%，达到608,848 R$'000[157] 各条业务线表现 - 1Q25水电发电量同比增长5.1%至6,303 GWh（1Q24为5,998 GWh），风电发电量同比增长17.3%至752 GWh（1Q24为641 GWh）[58][60] - 1Q25水电售电量同比增长1.4%至4,720 GWh，风电售电量同比增长11.6%至1,251 GWh[61][62] - 1Q25分销业务经常性EBITDA为692.9百万雷亚尔，同比增长12.4%（1Q24为616.7百万雷亚尔）[71][75] - 1Q25输电业务IFRS调整导致收入减少13.4百万雷亚尔（1Q24减少2.2百万雷亚尔）[56] - 2025年第一季度，TradeCo的经常性EBITDA为2120万雷亚尔，同比下降30.7%[91] - 2025年第一季度，TradeCo的经常性净利润为2070万雷亚尔，同比下降20.4%[96] - 2025年第一季度，能源销售量同比增加8.8%，其中双边合同销售增长23.2%，但自由消费者销售下降13.0%[100] - 子公司COPEL DIS 1Q25营业收入为4,304,765千雷亚尔，同比增长6.3%[141] - 子公司COPEL DIS 1Q25电力销售给最终客户收入为1,783,668千雷亚尔，同比增长2.5%[141] - COPEL COM（自由市场）运营收入为9.562亿雷亚尔，同比增长11.2%[143] - COPEL COM（自由市场）净利润为2.513亿雷亚尔，同比增长43.1%[143] 各地区表现 - 1Q25输电业务总线路长度达9,684公里，覆盖8个州[57][67] - 配电业务覆盖5,213,888名消费者，服务1,068个地点和395个城市，线路总长度为215,409公里[188] 管理层讨论和指引 - 1Q25分销业务投资计划为596.6百万雷亚尔，同比增长11.6%（1Q24为534.6百万雷亚尔）[75] - 公司2024年宣布派发12.5亿雷亚尔的补充股息，将于2025年5月15日支付[118] - 2025年第一季度可用现金流为6.82亿雷亚尔，较2024年底的负5.37亿雷亚尔显著改善[118] - 公司完成部分小型资产剥离，收到2.195亿雷亚尔（占交易总额的49%）[123] - 公司普通股和优先股被纳入B3股息指数(IDIV B3)，反映其持续分红能力[121] - 公司2025年第一季度发行了20亿雷亚尔的公司债券[131] 其他财务数据 - 公司现金及现金等价物从4,161,939千雷亚尔增至6,055,823千雷亚尔，增长45.5%[130] - 公司流动资产总额从13,041,808千雷亚尔增至16,146,351千雷亚尔，增长23.8%[130] - 公司流动负债总额从10,342,380千雷亚尔增至10,879,856千雷亚尔，增长5.2%[130] - 公司非流动负债总额从21,404,841千雷亚尔增至23,127,371千雷亚尔，增长8.0%[130] - 公司总资产从57,384,156千雷亚尔增至60,240,753千雷亚尔，增长5.0%[130] - 公司应付所得税及社会贡献从83,482千雷亚尔增至124,048千雷亚尔，增长48.6%[130] - 公司债券投资从623千雷亚尔增至1,371千雷亚尔，增长120.1%[130] - 公司长期债券从10,602,255千雷亚尔增至12,591,846千雷亚尔，增长18.8%[130] - 公司股东权益从25,636,935千雷亚尔增至26,233,526千雷亚尔，增长2.3%[130] - 公司资本公积从5,595千雷亚尔增至7,693千雷亚尔，增长37.5%[130] 能源市场表现 - 2025年第一季度，Copel DisCo的电线市场电力消费同比增长3.3%，而计费电线市场增长0.9%[80] - 2025年第一季度，Captive Market电力消费同比下降2.5%，计费Captive Market下降7.3%[81] - 2025年3月，技术损耗为2,299 GWh，同比增长5.9%；非技术损耗为769 GWh，同比增长43.7%[86] - 2025年3月，总损耗为3,068 GWh，比2024年同期增长13.4%[87] - Copel的总市场能源销售在1Q25达到18,742 GWh，同比增长7.1%[150] - Copel分销市场的住宅客户数量同比增长2.2%，达到4,325,856户，能源消耗增长5.4%至2,827 GWh[152] - Copel的自由市场客户数量同比增长62.4%，达到2,148户，但能源销售下降13.0%至2,268 GWh[150] - Copel的CCEE（MCSD EN）能源销售同比增长383.5%，达到167 GWh[150] - Copel的发电和传输部门（Copel GeT）能源销售同比增长1.4%，达到4,720 GWh[150] - Copel的零售电价中，工业电价同比下降2.1%至540.05 R$/MWh，住宅电价同比下降5.6%至514.66 R$/MWh[155] - Copel的采购电价加权平均同比增长5.6%，达到220.83 R$/MWh[153] - Copel的微型和迷你分布式能源发电客户数量同比增长31.1%，达到441,119户[152] 可再生能源和环境表现 - 可再生能源装机容量占比从2022年的93.8%提升至2024年的94.07%[113] - 可再生能源发电量占比从2022年的99.2%提升至2024年的99.97%[113] - 2024年范围1温室气体排放量为17,242吨CO2，同比下降79%[113] - 2024年范围2温室气体排放量为229,169.5吨CO2，同比增长41%[113] - 公司自有发电量在1Q25达到7,055 GWh，同比增长6.3%（1Q24为6,639 GWh）[170] - 公司采购能源总量在1Q25为8,657 GWh，同比增长3.8%（1Q24为8,342 GWh）[170] - 风电发电量在1Q25为752 GWh，同比增长17.3%（1Q24为641 GWh）[170] - 公司水电装机容量为4,792.6 MW，占公司总装机容量的74%[177] - 风电装机容量为1,127.7 MW，占公司总装机容量的17.4%[177] 资产和负债 - 公司当前资产总额为16,146,351千雷亚尔，其中现金及现金等价物为6,055,823千雷亚尔，占比37.5%[146] - 应收账款总额为4,004,184千雷亚尔，其中UEG子公司占比最高，达3,253,156千雷亚尔[146] - 非流动资产总额为44,094,402千雷亚尔，其中长期资产占比最高，达15,685,263千雷亚尔[146] - 公司持有债券及证券总额为547,929千雷亚尔，其中长期债券占比最大，达153,608千雷亚尔[146] - 合同资产总额为7,223,566千雷亚尔，其中Elejor子公司占比最高，达4,765,151千雷亚尔[146] - 电力买卖公允价值为678,683千雷亚尔，全部来自当前资产[146] - 递延所得税及社会贡献总额为1,160,664千雷亚尔，其中UEG子公司占比最高，达901,366千雷亚尔[146] - 公司投资总额为3,609,112千雷亚尔，其中23,104,067千雷亚尔被控股公司抵消[146] - 不动产、厂房及设备净值为7,819,415千雷亚尔，其中Wind Farms子公司占比最高，达4,410,886千雷亚尔[146] - 无形资产总额为16,660,760千雷亚尔，其中UEG子公司占比最高，达9,891,237千雷亚尔[146] - 公司当前负债总额为108.8亿雷亚尔，其中流动负债占10.88亿雷亚尔[148] - 公司非流动负债总额为231.27亿雷亚尔，其中债券占比最高达125.92亿雷亚尔[148] - 公司应付供应商款项为23.67亿雷亚尔，占流动负债的21.8%[148] - 公司应付所得税和社会贡献税为1.24亿雷亚尔[148] - 公司长期借款和融资总额为32.31亿雷亚尔，占非流动负债的14%[148] - 公司股东权益总额为262.72亿雷亚尔，其中资本金为128.22亿雷亚尔[148] - 公司法定准备金为17.66亿雷亚尔，占股东权益的6.7%[148] - 公司利润留存准备金为93.64亿雷亚尔，占股东权益的35.6%[148] - 公司总负债和股东权益合计为602.41亿雷亚尔[148] - 公司第一季度归属于控股股东的净利润为26.27亿雷亚尔[148] 未来展望 - 2025年至2030年，公司自有资源GeT的平均MW稳定在2,042至2,069之间[158] - 2025年公司总销售量为2,432 MW，其中自由市场销售占比61%（1,650 MW），到2030年自由市场销售占比降至7%（174 MW）[158] - 2025年公司总可用能源为296 MW（占比10%），到2030年增至1,656 MW（占比63%）[158] - 2025年至2030年，能源销售平均价格从173.16雷亚尔/MW增长至220.94雷亚尔/MW[158] - GE Farol S.A.风电场的P50认证价格为312.01雷亚尔/MW，供应期为2013年1月1日至2032年12月31日[169] - Santa Maria Energias Renováveis S.A.风电场的P50认证价格为222.23雷亚尔/MW，供应期为2014年7月1日至2034年6月30日[169] - UEE Cutia S.A.风电场的P90认证价格为261.41雷亚尔/MW，供应期为2017年10月1日至2037年9月30日[169] - CGE São Bento do Norte I S.A.风电场的P90认证价格为247.60雷亚尔/MW，供应期为2019年1月1日至2038年12月31日[169] - Vila Maranhão I风电场的P90认证价格为133.14雷亚尔/MW，供应期为2024年1月1日至2043年12月31日[169] - Aventura II风电场的P90认证价格为143.58雷亚尔/MW，供应期为2023年1月1日至2042年12月31日[169]

趋势投资策略 - 短期投资或交易中趋势是关键但把握入场时机对成功至关重要[1] - 股价方向可能快速反转需确保有基本面支撑如良好财务数据、盈利预期上调等因素维持动量[2] - "近期价格强度"筛选策略可识别具有基本面支撑且处于52周价格区间上部的股票通常看涨信号[3] 目标公司分析(ELP) - 过去12周股价上涨18_7%反映投资者持续看好潜在上行空间[4] - 过去4周维持8_6%涨幅确认趋势延续当前交易于52周高-低区间的90_4%接近突破位[5] - Zacks评级为2(买入)位列4000多只股票前20%盈利预期修正趋势和EPS意外是关键驱动因素[6] 评级系统有效性 - Zacks评级系统基于盈利预期四大因素1(强力买入)股票自1988年平均年回报率达+25%[7] - 券商平均推荐评级为1(强力买入)显示机构对短期表现高度乐观[7] 其他投资工具 - 除ELP外"近期价格强度"筛选策略可识别其他符合标准的股票[8] - Zacks提供45种以上专业筛选策略可根据个人投资风格选择[8] - 研究向导工具可回溯测试策略有效性并加载成功选股策略[9]

财务报表编制信息 - 公司审计合并财务报表涵盖2022 - 2024年各年度及2023和2024年12月31日，按国际财务报告准则编制[26] 业务区域依赖情况 - 公司业务很大程度依赖巴拉那州经济，电力销售大部分面向该州[41] 应收账款与坏账准备情况 - 截至2024年12月31日，公司配电特许经营区最终客户逾期应收账款总计6.29亿雷亚尔，坏账准备为7610万雷亚尔[43] 业务风险 - 非法连接电网 - 经济衰退和高电价可能导致非法连接电网客户增加，造成商业损失，超监管阈值会受处罚[44] 业务风险 - 许可证相关 - 公司业务依赖各类许可证的维持、更新和获取，缺失或到期未续会产生不利影响[45] - 政府机构发放许可证延迟会导致项目实施进度延迟，增加成本，影响财务回报[46] 业务风险 - 电力系统运营 - 公司运营的电力系统存在各种风险，服务中断或质量下降会产生不利影响，保险可能不足以覆盖损失[47] 业务风险 - 综合因素 - 公司面临巴西政治经济、监管、竞争、气候等多方面风险，可能影响业务和财务状况[35] 业务风险 - 新计费项目 - 公司新计费项目实施可能带来运营风险，失败或延迟会影响效益[39] - 公司新计费项目计划于2026年上线，实施失败或延迟可能影响现有业务[56] 法律索赔准备金情况 - 截至2024年12月31日，公司法律索赔准备金为9.567亿雷亚尔[53] 业务风险 - 数据保护法 - 违反巴西数据保护法，公司可能面临最高5000万雷亚尔罚款，上限为集团在巴西账单的2%[55] 子公司业务风险 - 公司子公司收入受设备可用性、服务质量等因素影响，停电或停工可能产生重大不利影响[48] 业务风险 - 外部因素 - 公司财务和运营表现可能受疫情、自然灾害等影响，导致经济活动减少、货币贬值等[50] 业务风险 - 社会环境影响 - 公司项目建设和运营可能对社会和环境产生影响，需实施计划减轻影响，否则可能造成声誉损害和财务损失[51] 业务风险 - 大坝破裂 - 公司负责的大坝破裂可能导致经济、社会等多方面损害，影响公司声誉和财务状况[52] 业务风险 - 法律诉讼 - 公司涉及多起法律诉讼，结果不确定，不利判决可能影响公司运营和财务状况[53] 业务风险 - 网络安全 - 公司网络安全控制失败或信息泄露，可能导致业务中断和声誉受损[54] 业务风险 - 能源交易 - 能源交易受短期电价计算方法变化影响，可能导致市场不确定性和财务损失[62] 业务风险 - 水文条件 - 巴西约55%的装机容量来自水力发电设施，公司运营依赖水文条件，其波动会影响公司业务[80] 自由客户业务情况 - 截至2024年12月31日，公司通过能源贸易公司服务1529个自由客户，占合并运营收入约8.4%和售电量约16%，这些客户合同到期后可能另寻供应商[95] 业务风险 - 电力需求合同 - 根据2004年第10848号法律，电力分销商须通过ANEEL公开招标，签订100%预测电力需求的合同，若预测不准，公司可能需在现货市场高价购电且无法转嫁成本[97] 业务风险 - 特许权相关 - 公司特许权期限为20至35年，若违反特许权条款或法律法规，ANEEL可能处罚或提前终止特许权，公司可能无法收回全部投资[87] 业务风险 - 监管影响 - 公司业务受MME和ANEEL等广泛监管，其对电价的决定可能被质疑，不利的行政和司法决定会影响公司财务状况和经营业绩[88][89] 业务风险 - 大客户流失 - 公司分销业务区域内的大客户若符合条件可成为自由客户，直接从发电和能源贸易公司购电，会减少公司收入[91] 业务风险 - 微小型分布式发电法规 - ANEEL发布的微小型分布式发电法规若使相关客户增多，会对公司收入和经营业绩产生不利影响[92][93] 子公司业务风险 - 信用与汇率 - 公司子公司Copel Comercialização面临交易对手信用风险，交易对手违约可能导致其以不同基准价格买卖能源并受监管处罚[98] - 公司子公司Copel Comercialização进口能源和开展天然气业务会面临汇率波动风险[99] 环保业务要求 - 巴西立法要求公司在2025年前消除设备中多氯联苯的使用，2028年前对含多氯联苯液体进行环保管理，该过程仍在进行中[103] 巴西宏观经济数据 - 2024 - 2022年巴西GDP增长率分别为3.4%、2.9%、2.9%，失业率分别为6.6%、7.4%、9.3%，通胀率（IPCA）分别为4.8%、4.62%、5.79%，央行基准利率（SELIC）分别为13.25%、11.75%、13.75%[111] - 2024 - 2022年巴西年度通胀率（IGP - DI）分别为6.86%、3.30%、5.03%[116] 汇率变化情况 - 截至2024年12月31日，雷亚尔兑美元汇率为6.19雷亚尔兑1美元，较2023年12月31日贬值27.42%[124] 税收政策变化 - 2023年12月15日巴西国会批准消费税法改革（EC 132），2026年起7年过渡期逐步实施，新增值税率预计达28%[126] 公司股权结构变化风险 - 公司转型为分散资本公司后无控股股东，可能面临收购、股东利益冲突等问题[131] 公司章程反收购条款影响 - 公司章程含反收购条款，如毒丸计划和限制股东投票权超10%，或影响普通股股东权利[132] 外部经济危机影响 - 美国、中国、欧盟等国家经济危机或影响公司股权证券价格和市场价值[117] 国际冲突影响 - 俄乌、巴以冲突及制裁或影响公司业务，增加成本和费用[119] 业务风险 - 流行病与自然灾害 - 流行病、自然灾害等或影响公司财务和运营表现[121] 税务风险 - 巴西最高法院判决可能改变税务终审判决，或使公司面临税务负债[130] 公司分红政策 - 公司须按巴西公司法和章程，向股东支付至少为上一财年调整后净利润25%的强制分红，优先股股东有优先受偿权[136] - 公司A类股和B类股有权获得年度非累积最低股息，每股股息比普通股股东高至少10%，A类股在获得最低股息方面优先于B类股，B类股优先于普通股[136] 公司发电装机容量情况 - 截至2024年12月31日，公司通过18座水力发电厂和43座风力发电厂发电，总装机容量为5998.7兆瓦，全部来自可再生能源，若计入有股权的发电公司，总装机容量为6553.9兆瓦[153] - 截至2024年12月31日，公司所有发电资产总装机容量为6573MW，运营资产总装机容量为6308.9MW[175][176] 公司配电业务情况 - 公司持有巴拉那州399个城市中的394个以及圣卡塔琳娜州波托联合市的配电特许权，截至2024年12月31日，拥有并运营3704公里输电线路和214770公里配电线路[153] 电力供应消费类别分布 - 2024年电力供应按消费类别分布为：工业客户35.2%、居民客户27.2%、商业客户20.2%、农村及其他客户14.6%[154] 报告提交要求 - 外国私人发行人须在每个财年结束后120天内提交20 - F表格年度报告，而美国国内加速申报发行人须在75天内提交10 - K表格年度报告[149] 公司发展历程 - 公司于1954年由巴拉那州成立，70年代初收购该州主要私营电力公司，70 - 77年扩大输配电网络，1979年法律变更使其发电活动可拓展至水电和火电以外的能源[155] 公司基本信息 - 公司是巴拉那州最大的能源公司，法定名称为Companhia Paranaense de Energia – Copel，总部位于巴西巴拉那州库里蒂巴[156] ADS持有人权益风险 - 公司ADS持有人行使投票权程序比B类股或普通股直接持有人长，未及时提供投票指示的ADS将不参与投票[134] - 公司ADS持有人行使优先购买权无保障，若无法参与配股，其持股可能被稀释[134] 公司股权结构变化 - 截至2023年8月，巴拉那州持有公司69.7%的普通股，8月11日交易结算后，其持股降至27.57%，公司转变为无控股股东的分散资本公司[157] - 2023年8月交易完成后，巴拉那州在公司投票权中的持股从69.66%降至约27.6%，公司不再受《国有公司法》约束[160] 公司业务交易情况 - 2021年8月，公司以25亿雷亚尔出售电信业务Copel Telecom全部股权[160] - 2021年11月，公司以11亿雷亚尔企业价值收购Vilas风力发电场，实际支付5.977亿雷亚尔[160] - 2023年1月，公司以17.606亿雷亚尔收购Aventura和Santa Rosa & Mundo Novo风力发电场，风电占发电组合的17%[160] - 2024年7月1日，公司以2.614亿雷亚尔出售热电厂UEGA 81.2%的股权，实现100%可再生运营发电矩阵[162] - 2024年12月12日，公司通过资产置换交易，以科利德水电站和3.65亿雷亚尔现金，从Eletrobras获得马乌阿水电站49%股权和Mata de Santa Genebra输电公司49.9%股权[162] - 2024年11月18日，公司以约41亿雷亚尔续约三座水电站30年发电特许权[162] - 2024年9月16日，公司出售Compagas 51%的全部股权，聚焦电力业务[160] 公司业务数据 - 2024年，公司Copel Geração e Transmissão发电23920GWh，风电农场发电3443GWh，Copel Distribuição购电24236GWh，Copel Comercialização购电22478GWh[168] - 2024年公司总售电量为75050GWh，2023年为72433GWh，2022年为76503GWh[172] - 2024年公司保证能源总量为2759平均MW，发电量为28148GWh，2023年发电量为25122.8GWh，2022年为25299GWh[176] 电厂特许权延期情况 - 2021年ANEEL批准公司部分电厂特许权延期，如Capivari Cachoeira延期2555天，Mauá延期2083天[178] 主要水电站运营数据 - 2024年主要运营的水电站中，Foz do Areia装机容量1676.0MW，保证能源567.6平均MW[179] - HPP Baixo Iguaçu装机容量350.2MW，公司持股30.0%，2019年4月10日全面投入运营[188][191] 水电站费用与收入调整 - 2024年HPP Capivari Cachoeira支付特许权签约奖金5.748亿雷亚尔，2024 - 2025年年度发电收入调整为1.679亿雷亚尔[184] 水电站市场运营情况 - 自2017年1月1日起，HPP Capivari Cachoeira 70.0%的发电量分配给受监管市场，2046 - 2053年将完全在自由市场运营[185] 小型水电站运营数据 - SHP Bela Vista装机容量29.8MW，保证能源18.6平均MW，2024年1月1日起能源销售协议生效，为期30年[190] 公司股权占比情况 - 截至2024年12月31日，公司对Santa Clara and Fundão的股权占比为70.0%，对Dona Francisca的股权占比为23.0%[191] 水电资源使用费情况 - 2001年Elejor向巴西政府支付的水电资源使用费总计1900万雷亚尔，该金额按IGP - M指数每年调整[192] 子公司经营数据 - 2024年Elejor净营业收入为9140万雷亚尔，净亏损8930万雷亚尔；2023年净营业收入为1.408亿雷亚尔，净亏损290万雷亚尔[192] - 2024年Dona Francisca Energética S.A.净营业收入为6630万雷亚尔，净收入为2320万雷亚尔；2023年净营业收入为6620万雷亚尔，净收入为2320万雷亚尔[193] - 2024年Foz do Chopim净营业收入为5340万雷亚尔，净收入为4030万雷亚尔；2023年净营业收入为6060万雷亚尔，净收入为4650万雷亚尔[195] 风电场综合体权益情况 - 公司在Voltália São Miguel do Gostoso I风电场综合体持有49.0%的权益，该综合体装机容量108.0兆瓦，保证能源57.1平均兆瓦[200] 能源拍卖情况 - 2014年10月31日，公司在第6次储备能源拍卖中以144.00雷亚尔/兆瓦时出售Cutia Complex的71.2平均兆瓦[202] - 2021年11月，公司以100%股权收购Vilas Complex，装机容量186.7兆瓦，保证能源98.6平均兆瓦，在第28次新能源拍卖中以93.00雷亚尔/兆瓦时出售32.7平均兆瓦[203] - 2023年1月，公司以100%股权收购Aventura Complex，装机容量105兆瓦，保证能源65平均兆瓦，在第26次新能源拍卖中以97.00雷亚尔/兆瓦时出售53.6平均兆瓦[204] 热电厂情况 - 截至2024年12月31日，TPP Figueira热电厂装机容量20.0MW，保证能源17.7MW，公司拥有其100%所有权，该电厂正处于剥离过程中[206] 公司投资计划 - 2025年公司预计花费1.589亿雷亚尔用于扩大和维护发电能力，其中8210万雷亚尔投资于水电厂，7680万雷亚尔投资于风电场[208] 风电场收购情况 - 2023年1月公司收购的Santa Rosa & Mundo Novo和Aventura风电场综合体，总装机容量260.4MW，交易总价值17.606亿雷亚尔[209][210]

上市与交易信息 - 公司股票在B3交易所上市，代码为CPLE3、CPLE5、CPLE6，在纽约证券交易所上市，代码为ELPVY、ELP，在LATIBEX交易所上市，代码为XCOP[4] 信息披露要求 - 公司通过电子系统、投资者关系页面和新闻门户等多渠道披露重要信息[30][37] - 公司要求信息披露需清晰、准确，并尽可能包含涉及金额等详细信息[22] - 公司允许在特定情况下延迟披露重大信息，以保护公司合法利益[28] - 公司要求市场公告需以书面形式提交给CVM和证券交易所，并包含详细说明[33] 内幕信息管理 - 公司要求相关人员在知悉重大信息后立即向财务与投资者关系副总裁(VPFI)报告[18] - 公司禁止相关人员利用内幕信息进行证券交易以获取不当利益[36] - 公司要求相关人员在信息披露前不得在媒体或社交媒体上评论内幕信息[20] - 相关人员在锁定期内必须保密并停止证券交易[45] 证券交易限制 - 在季度信息（ITRs）和财务报表（DFs）披露前的15天内，禁止所有相关人员进行证券交易[40] - 禁止交易期不适用于固定收益证券的特定回购操作[44] - 相关人员在离职后6个月内交易公司证券时，若涉及内幕信息，将被视为利用该信息进行交易[38] 股东与交易披露 - 股东在直接或间接持股超过5%、10%、15%等阈值时，必须立即向VPFI披露相关信息[51] - 相关人员在交易公司证券后，必须在5天内向VPFI报告交易详情[49] - 公司每月需通过VPFI披露证券交易信息，包括子公司和关联方的交易数据[50] 文件保存与合规 - 公司要求相关人员在签署加入协议后，文件需在公司总部保存至少5年[10] - 违反政策可能导致民事、刑事或行政责任[56] - 政策冲突时，以公司章程和现行法规为准[58] 政策生效与批准 - 公司董事会于2025年4月16日第261次普通会议批准了最新政策版本[61] - 政策自董事会批准之日起生效，并需按适用法规披露[59]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度调整后EBITDA为13亿雷亚尔，净收入近6亿雷亚尔；全年调整后EBITDA为51亿雷亚尔，净收入28亿雷亚尔，接近30亿雷亚尔 [7] - 2024年第四季度调整后EBITDA较2023年第四季度的14亿雷亚尔下降12%，主要因GeT销售组合减少、发电量偏差、限电、发电园区不可用及额外诉讼准备金等因素 [23] - 2024年第四季度经常性净收入超6.39亿雷亚尔，较第三季度增长12%，季度环比增长7.2%；全年经常性净收入27亿雷亚尔，较去年增长5%，报告净收入28亿雷亚尔，较2023年增长20.3% [33][34] - 因支付续约计划的特许权奖金，杠杆率增至净债务与EBITDA的2.6倍，目前限制契约为3.5倍 [35] - 第四季度运营现金生成超12亿雷亚尔，全年总计50亿雷亚尔 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 配电业务（Copel Distribuicao） - 2024年第四季度EBITDA为7.15亿雷亚尔，是配电公司历史上最高的经常性结果，较去年同期增长23.6% [24] - 主要驱动因素为计费电网市场增长2.5%、TUSD在去年6月调整2.7%以及人员费用减少36%，部分被MMGD抵消系统的更高交易量所抵消 [25] - 2024年EBITDA效率比监管EBITDA高出近46% [25] 发电与输电业务（Copel GeT） - 2024年第四季度调整后EBITDA为6.13亿雷亚尔，PMX低于去年同期 [26] - 风力发电场表现不佳，因风力低于认证水平、限电率从2023年第四季度的8.3%升至13.1%以及发电部件不可用等因素，造成9300万雷亚尔的负面影响 [23][26] - 人员成本在本季度减少30% [27] 交易业务（Copel Com） - 2024年第四季度调整后EBITDA为负1500万雷亚尔，去年同期为正970万雷亚尔，主要因子市场价格变动导致交易利润率降低，影响约1800万雷亚尔 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源价格曲线向上移动，部分价格接近200雷亚尔，公司在价格高于200雷亚尔时进行了一些销售，2026年能源交易 volumes已超过180雷亚尔 [53][54] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 完成Copel Distribuicao投资计划，注重服务质量和投资整合，以应对即将到来的电价审查 [18] - 追求各业务的卓越运营，充分挖掘资产价值 [18] - 参与容量储备投标，利用相关资产机会 [18] - 坚持能源交易战略，把握市场波动机会 [18] - 严格执行并实现本年度预算的效率目标 [19] 行业竞争 - 在容量拍卖中，公司认为水电产品具有价格优势，将以Foz do Areia（840兆瓦）和Segredo（12亿瓦）两座电厂参与竞争 [65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是公司以新法律性质运营的第一年，虽面临挑战，但业务模式有助于降低风险并确保稳健结果 [22] - 2025年公司前景积极，随着电价周期更新、能源价格改善和成本降低，公司已建立良好的合同增长，不希望公司杠杆率大幅低于当前约2.5%的水平 [47] - 行业需要更接近实际运营的价格信号，这将导致价格在某些时期或时刻升高，公司预计2026 - 2027年将实现良性增长，为新投资、增长或更高股息支付创造机会 [105][110] 其他重要信息 - 公司为庆祝成立100周年，续签了三座主要发电厂30年的运营权，并支付了41亿雷亚尔的特许权奖金，有助于达到更好的杠杆水平 [12] - 进行了一系列资产交易，包括与Eletrobras的资产互换、出售小型水电资产以及出售Baixo Iguacu 30%的股份 [13][16] - 启动了股票回购计划，已在第一阶段执行1.2亿雷亚尔 [14] - 提议向股东额外支付13亿雷亚尔股息，2024年股息总额达23亿雷亚尔，派息率为86%，股息收益率约为8.4% [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：关于资本分配，如何考虑在短期内优化资本结构与为未来分配留出资产负债表空间 - 公司目前的契约限制为3.5%，但作为成熟的公司，实际运营的契约高于此水平。公司正在研究最佳的资本结构和契约限制，目标是在长期内实现最优结构，但由于当前国内利率环境限制，不会一蹴而就 [43][44][45] - 公司优先进行良好的投资和资本分配，若没有合适机会，将通过直接分红或股票回购避免公司过度去杠杆化。预计2026年起，随着电价周期更新、能源价格改善和成本降低，公司将有良好的合同增长，不希望杠杆率大幅低于当前约2.5%的水平 [46][47] - 公司计划在第一季度业绩电话会议上向市场展示优化资本结构的研究结果，并提出简化或增强的股息政策，当前股息政策灵活，但有机会进一步简化 [50] 问题2：在能源价格曲线上升的环境下，公司如何应对，是否有足够流动性进行合同签订 - 公司在第四季度抓住能源价格上涨机会进行销售，2026年能源交易 volumes已超过180雷亚尔，本季度在价格高于200雷亚尔时也进行了销售，这些销售将反映在第四季度业绩中 [54] - 市场虽有一些交易者限制信贷，但公司未遇到严重的流动性问题，能够利用价格波动机会分配部分未签约能源，为2026 - 2029年创造价值 [55][56] 问题3：优化资本结构研究和新股息政策的时间安排，以及对容量拍卖的看法 - 公司计划在5月的第一季度业绩电话会议上展示优化资本结构的观点和执行时间，并简化股息政策，当前股息政策已具有灵活性，但简化后将为公司带来更多好处 [62] - 容量拍卖预计规模较大，可能涉及超过10吉瓦的项目，主要集中在热电厂，但水电产品预计也有合理规模，因其是最经济且唯一的可再生能源来源，公司将以Foz do Areia和Segredo两座电厂参与竞争 [64][65] 问题4：关于监管讨论如何解决限电问题，以及资产组合中是否还有其他优化机会 - 在资产优化方面，公司此前已进行了一系列交易，如与Eletrobras的资产互换、出售小型水电资产和Baixo Iguacu股份等，未来可能会有一些特定的资产互换和小型交易，但大部分优化工作已完成，下一步将在中长期进行良好的资本分配，寻找新的业务机会 [72][73][76] - 限电问题是行业普遍面临的现实，公司作为综合企业，受影响相对较小，因其配电业务表现出色，且发电业务中82%来自水电厂。短期内，合理的解决方案是重新分类可用性和能源方面的定义，以部分缓解影响；中长期来看，解决该问题的讨论将更为复杂，公司将与相关部门合作寻求解决方案 [77][78][79] 问题5：本季度风力资产表现略低于其他季度的原因及恢复方法 - 风力资产表现不佳的原因包括限电率从2023年第四季度的8%升至本季度的13%、资源低于预期以及一些一次性临时问题，如设备维护等 [88][89] - 公司正在通过与OEM供应商合作解决特定问题，利用强大的预测分析工具进行管理，预计这些问题在未来不会产生重大影响 [89][90] 问题6：公司是否打算参与下一次输电拍卖，以及是否会拓展到其他州 - 2025年10月的输电拍卖中没有对公司有意义的资产，因此公司不打算参与，且输电行业历史业绩不佳，需谨慎对待 [94] - 公司目前在10个州开展业务，未来如果有合适机会，基于公司在配电业务积累的专业知识和管理模式，有可能将业务拓展到其他州 [95][98] 问题7：2025 - 2026年能源价格趋势，包括水库水位、输电线路等因素的影响 - 年初降雨量良好，水库水位高于2024年，但能源价格仍处于较高水平且有峰值，这是由于新的混合模式对降雨更敏感，更接近实际运营情况，价格信号更合理 [101][102] - 分布式发电规模不断增长，且依赖补贴，相关机构需谨慎对待；输电线路在9 - 10月较为关键，若情况改善将使市场趋于正常 [103][104] - 行业需要更接近实际运营的价格信号，这将导致价格在某些时期或时刻升高，公司预计2026 - 2027年将实现良性增长，为新投资、增长或更高股息支付创造机会 [105][110]

财务数据和关键指标变化 - 调整后的EBITDA本年度迄今超过12亿雷亚尔，报告净收入也突破12亿雷亚尔，其中包含约6.45亿雷亚尔的特殊事件收益[5] - 本季度调整后的EBITDA为12亿雷亚尔，较2023年第三季度的14亿雷亚尔低10.9%[17] - 本季度Copel Distribution的EBITDA为6.07亿雷亚尔，较去年同期增长8.7%[18] - Copel G&T本季度调整后的EBITDA为6.49亿雷亚尔，较去年同期下降[19] - 本季度交易业务的调整后EBITDA为320万雷亚尔，去年约为2000万雷亚尔[20] - 本季度经常性项目净收入超过5.72亿雷亚尔，较第二季度增长16%[24] - 本年度前九个月经常性利润已超过16亿雷亚尔，本季度利润为12亿雷亚尔，本年度迄今利润为22亿雷亚尔，较去年增长61%[25] 各条业务线数据和关键指标变化 - **Copel Distribution业务**：本季度EBITDA为6.07亿雷亚尔，较去年同期增长8.7%，主要由建筑消费增长4.4%（因巴拉那州气温升高和经济活动增加）以及6月的关税调整（平均增长2.7%）推动，同时拨备和转回减少32%（预期信用损失减少2700万雷亚尔），本年度迄今调整后的EBITDA为24亿雷亚尔，较监管水平高41%[18] - **Copel G&T业务**：本季度调整后的EBITDA为6.49亿雷亚尔，较去年同期下降，原因包括合同结构变化、风电表现受发电量偏差影响、电力网络可用性收入减少3400万雷亚尔等，本年度迄今EBITDA为20亿雷亚尔，较去年同期有两位数下降[19] - **交易业务**：本季度调整后的EBITDA为320万雷亚尔，较去年的近2000万雷亚尔下降，主要受合同发电曲线与消费曲线差异、能源子市场价格差异影响，但公司能源交易策略执行良好，在市场价格较好时增加能源销售[20] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及明确的各个市场数据和关键指标变化相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将签署三个最大水电站的新特许权合同（占Copel装机容量的64%），随后支付约40亿雷亚尔的特许权奖金，这将进一步巩固公司地位并确保可持续运营[15] - 公司在能源销售方面执行卓越战略，本季度通过分散小量和中量销售降低风险，第三季度价格改善后增加销售，提高了利润率，且2025 - 2026年的合同签约水平已基本确定并符合预期[9][10] - 面对市场信用风险，公司采取更严格的信贷政策，仅与大型交易对手或终端消费者保持长期关系，以降低风险[11] - 公司在人员方面进行调整，完成1258名员工的离职，同时吸引优秀人才加入，如近期加入的多位副总裁[6][8] - 公司在成本管理方面，维持对可控成本的严格控制，本季度在人员成本方面有一定程度的降低，同时在第三方服务等方面有小幅度增长[21][22] - 公司在投资方面，资本支出处于历史水平，已支付本年度资本支出预测的75%，主要集中在Copel Distribution，且投资进展符合计划[25] - 公司在债务方面，目前净债务与EBITDA比率约为1.5倍，支付特许权奖金后将改变，公司的运营现金产生超过10亿雷亚尔，平均摊销期为四年，60亿雷亚尔在2029年后到期[26] - 公司在应对市场波动方面，如能源价格波动、水文影响等，通过调整销售策略、风险管理等方式应对[45][46][47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层认为公司是一家综合型公司，拥有多元化的业务组合和长期特许权，这是公司的优势[15] - 尽管面临风电资产削减和能源价格脱钩等挑战，但公司的综合战略和多元化业务组合显示出其优势，能够降低风险并确保良好业绩[16] - 公司管理层对Copel的未来充满信心，认为Copel将成为未来几年电力行业的重要参考，目前处于一个独特的发展阶段，新的C - level人员加入，公司将继续致力于战略计划的执行，包括重组、结构调整、提高效率、有机增长等方面[89] 其他重要信息 - 公司按照惯例和股息政策，宣布将于11月29日支付4.85亿雷亚尔的股息，相当于上半年业绩的50%[6] - 公司出售Copagas和UEGA的股权以及Copel G&T的房地产，分别确认1.7亿雷亚尔和2.86亿雷亚尔的收益，这些举措符合公司的脱碳战略和聚焦电力核心业务的方向[5] - 公司邀请投资者参加11月26日在库里蒂巴总部举行的Copel Day，活动将展示公司新的C - level人员、价值创造战略相关主题，并设有主题房间与主要高管交流[12][13] 问答环节所有的提问和回答 问题: Copel在2025 - 2026年输电拍卖中的投资可能性 - 公司在2025年没有预期的输电拍卖投资，因为看到Copel Distribution在2025年有有机投资机会，昨天宣布2025年资本支出为32.9亿雷亚尔用于网络改善、成本降低和客户服务提升，Copel G&T也有超过2亿雷亚尔的改进资金，目前交易领域先专注于内部结构调整[29][30] 问题: 支付特许权奖金后的杠杆水平以及与股息支付的权衡 - 目前杠杆率为1.5倍，支付特许权奖金后可能为2.2倍，公司将根据普通和特殊支付情况、最优资产组合、现金产生业务单元建模等因素确定最优资本结构，目前公司政策已具备灵活性，年末会重新评估是否有优化空间[34][36][38][39][40] 问题: 未签约能源的交易策略以及短期价格中水文影响的不确定性 - 公司策略是在雨季前的10月加速2025 - 2026年的销售，2025年的收入已锁定，价格下降是降低风险的好时机，2026年及以后考虑到系统结构变化将有更大波动，公司将根据价格高低调整策略，同时通过对冲等方式应对水文因素（GSF）影响[45][46][47] 问题: 公司对2024年第四季度和2025年初削减水平的预期 - 削减对整个行业都很敏感，Copel约19%的发电业务受影响，2025年起削减可能仍存在但水平可能降低，同时希望ONS能更平衡地处理，相关部门也需要从结构上解决这个问题，近期输电线路的投入已改善了能源传输情况[50][52][54][55] 问题: 成本动态以及2025年起的预期 - 人员成本因自愿离职计划有所降低但仍受工资影响，在第三方服务方面有增加，主要与服务质量相关（如应对异常风暴加强运营团队）以及设备注销影响，Copel Day将展示2025 - 2026年成本和PMSO的预测，公司目标是去除低效环节并提升竞争力[57][58][59][60] 问题: 容量储备拍卖相关信息，包括对合同能源容量的影响以及2026 - 2028年销售能源的价格范围 - 容量拍卖系统有迫切需求，预计11月发布招标邀请，2027 - 2028年以及2026年底需要大量水电厂参与以保障系统安全，关于规模和产品细分暂无信息，2026 - 2028年销售能源价格大致在高于市场价格10 - 15雷亚尔的范围[62][64][65][67] 问题: 发电曲线与合同和消费的差异以及子市场价格差异带来的风险，公司如何应对 - 波动是新常态，公司通过多种方式管理风险，包括业务内在的能源来源组合（太阳能结果不佳时有水电或风电场的收益）、分析客户消费情况以改善能源供应组合、在价格下降时进行金融对冲等，公司在这方面的风险暴露比例较小并在努力优化组合以降低风险[69][70][73][74][75] 问题: 新加入的Diogo在公司新业务战略中的角色 - Diogo的任务包括组织内部事务、支持有机增长机会、在监管等方面提供知识帮助、参与长期战略目标的构建等，目前主要工作是数字化转型相关的内部流程和愿景，未来将在合适时机进行机会性的业务拓展[81][83][84]