公司业务与运营 - 公司负责所有与文字记录相关的项目开发 [1] - 公司目前每季度在其网站上发布数千份季度财报电话会议记录 [1] - 公司的业务覆盖范围正在持续增长和扩大 [1] 公司沟通与信息披露 - 公司设立此简介的目的是为了向读者分享与文字记录相关的新进展 [1]

**公司及行业** * 公司：巴西电力公司 Companhia Paranaense de Energia (Copel, NYSE:ELP) [1] * 行业：巴西电力行业，特别是水力发电领域 [3][4] **核心观点与论据** **1 2026年备用容量拍卖结果与意义** * 公司成功中标2026年备用容量拍卖，涉及福兹杜阿雷亚（Foz do Areia）和塞格雷多（Segredo）两座水电站的扩容项目 [1][3] * 此次拍卖巩固了公司为股东创造价值的潜力，并推动了公司的“2035战略” [4] * 公司认为水力发电产品对巴西电力系统至关重要，因其成本最低、灵活性更高、在频率控制等方面具有独特优势，且是清洁的可再生能源 [3] **2 项目具体数据与投资详情** * **福兹杜阿雷亚水电站**：装机容量从1.7吉瓦增至2.5吉瓦，成为巴西第八大水电站 [4]；拍卖可用装机容量为690.5兆瓦 [5] * **塞格雷多水电站**：装机容量从1.3吉瓦增至2.5吉瓦，成为巴西第九大水电站 [5]；拍卖可用装机容量为1.17/1.18吉瓦 [5] * **物理保障扩张量**：福兹杜阿雷亚平均20.6兆瓦，塞格雷多平均50.6兆瓦 [5] * **合同期限**：15年 [5] * **商业运营日期**：两座电站均计划于2030年8月开始 [5][13] * **总承包价格**：1,395巴西雷亚尔（含税） [6] * **总投资额**：福兹杜阿雷亚13亿巴西雷亚尔，塞格雷多36亿巴西雷亚尔，两项目合计49亿巴西雷亚尔 [6] * **输电系统使用费（TUST）**：福兹杜阿雷亚为575-610巴西雷亚尔，塞格雷多为673-719巴西雷亚尔 [6] **3 资本开支计划与财务影响** * **资本开支时间分布**： * **2026年**：福兹杜阿雷亚和塞格雷多均约占总投资的15%（塞格雷多实际为16%）[8][13] * **福兹杜阿雷亚**：2027-2028年平均每年约40%，剩余5%在2029-2030年 [8][13] * **塞格雷多**：2027-2028年平均每年约30%，剩余约22%集中在2029-2030年 [8][13] * **对股息政策的影响**：考虑到投资的执行时间跨度，公司认为这些投资符合其资产负债表和财务空间，预计不会改变最低75%派息率的股息政策 [8] * **运营管理费用**：接近总成本的3% [9] * **融资计划**：目标资本结构为70%债务和30%股本，公司作为AAA评级企业，有能力在本地市场以与项目期限相匹配的条件筹集资金 [16] **4 项目提前投产的可能性** * 公司对项目提前投产持积极看法，特别是福兹杜阿雷亚项目，因其机电组装工作相对简单，有可能提前至2029年投产 [13][14] * 提前投产的前提是巴西矿产能源部（MME）确认系统有电力需求，并通过相关程序确定 [13][14] * 公司认为水力发电在提前投产的竞争中相比其他技术具有很大优势 [15] **5 公司战略与未来展望** * 此次拍卖标志着公司资本配置开启了新篇章，专注于创造决定性的、可持续的价值 [6][17] * 价值创造基于运营效率、最佳杠杆水平和持续稳定的决定性回报这三大支柱 [7] * 公司拥有超过4吉瓦的项目储备，可用于未来的拍卖 [4] * 公司强调，2027年将是价值充分创造的一年 [10] * 公司认为，即使考虑到24个月的并网期，在杠杆率上限范围内，公司仍有可观的现金空间用于其他投资 [11] **其他重要内容** * 公司预计2026年6月将有一次配电公司的电价调整复审，这将为未来几年的现金创造和资产负债表空间增加杠杆 [10] * 公司提及任何其他投资都将是转型性的，并通常伴随着现金流，可能重新规划最佳资本结构以容纳这些投资 [11]

业绩总结 - Copel的经营收入为262亿雷亚尔，电力网贡献58%的EBITDA，能源市场贡献42%的EBITDA[13] - Copel的净利润为21亿雷亚尔，EBITDA利润率为21.6%[13] - Copel的市场资本为444亿雷亚尔，负债率为2.7倍[13] - Copel的净债务与EBITDA比率为2.8倍，计划在24个月内收敛至2.8倍[57] 用户数据 - Copel的消费者数量为520万，覆盖区域为194,336平方公里[21] - Copel在2025年销售了27,563吉瓦时的电力，拥有1,763个合同[41] - Copel的电力消费年均增长率为2.1%，超过巴西GDP增长率[22] 市场展望 - 预计到2026年，巴西的能源消费将达到8,000 GWh，且能源消费的增长将超过GDP增长[77] - 预计到2035年，Copel将新增12GW的水电合同，稳定的回报和可预测的收入[77] - 预计到2035年，约10,000公里的长途传输线路将到期，提供多项并购机会[77] - 根据2025年临时措施第1,304号，巴西自由能源市场预计将在2027年全面自由化，显著扩大Copel的可服务市场[77] 投资与发展 - Copel计划在未来五年内投资180亿雷亚尔，其中配电业务为135亿雷亚尔[57] - 自2021年以来，Copel已投资90亿雷亚尔的资本支出[77] - 预计到2026年，Copel的RAB将接近其资本支出[77] - 2026年，预计将进行传输拍卖，拍卖日期为2025年10月31日[77] 其他信息 - Copel的长期资产为18亿雷亚尔，2025年RAP为18亿雷亚尔，传输线路长度为9,700公里[13] - Copel的可再生能源组合占100%，装机容量为6,226兆瓦[34] - Copel在高增长潜力的市场中盈利运营，处于市场自由化的有利位置[77] - 未来10年将续签19个特许经营权，预计新增5000万消费者[77] - 2024年至2034年，能源消费（GWh）与GDP增长的关系将持续显著[77]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度经常性EBITDA为近14亿巴西雷亚尔，同比增长16% [4] - 第四季度经常性净收入接近7亿巴西雷亚尔，同比增长30% [4] - 第四季度资本支出为7.68亿巴西雷亚尔，全年资本支出总计34亿巴西雷亚尔（不包括与Axia的资产分拆）[4] - 2025年全年经常性EBITDA为29亿巴西雷亚尔，同比增长15% [18] - 2025年全年经常性净收入为26亿巴西雷亚尔，同比增长5.4% [19] - 年末总债务为200亿巴西雷亚尔，净债务为160亿巴西雷亚尔，杠杆率为2.7倍 [24] - 债务平均名义成本为CDI的87.74%，较2024年底的98.46%有显著改善 [24] - 2025年股东总回报（包括股息、资本利息和Novo Mercado迁移溢价）达到创纪录的38亿巴西雷亚尔，相当于“综合派息率”144%和股息收益率14% [5] 各条业务线数据和关键指标变化 - **发电与输电业务**：第四季度经常性EBITDA为6.54亿巴西雷亚尔，同比增长24% [13][16] - 发电与输电业务增长得益于Mata de Santa Genebra输电公司的并表以及输电公司APR（允许收入）平均上调2.2%，带来1.027亿巴西雷亚尔的额外收入 [13][16] - 发电与输电业务的可控成本显著下降，PMSO（运营、维护、服务和管理费用）减少7300万巴西雷亚尔 [16] - 短期市场贡献了3500万巴西雷亚尔的利润，双边合同销售增长带来840万巴西雷亚尔的额外影响 [17] - **配电业务**：第四季度经常性EBITDA为7.284亿巴西雷亚尔，同比增长1.8% [13][18] - 配电业务毛利润率增长8.4%，受年度电价调整（B部分1.3%）、CVA增加6.68亿巴西雷亚尔以及XDG电网市场增长0.3%推动 [18] - 配电业务PMSO增长31.5%，相当于增加1.27亿巴西雷亚尔，主要受资产退役损失、维护量增加以及周期建设计划相关需求推动 [19] - **贸易业务**：第四季度经常性EBITDA为350万巴西雷亚尔，成功扭转了去年同期1540万巴西雷亚尔的亏损 [15][20] - 贸易业务改善得益于双边合同交易量增长70%，达到3,824吉瓦时，并缓解了间歇性合同的影响 [20] - **公司整体**：第四季度综合PMSO为7.79亿巴西雷亚尔，同比下降约2%，若剔除通胀和可变薪酬影响，降幅约为5%，主要反映了人事费用减少16%以及其他成本与费用减少20% [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 面临GSF（保证能源系数）为67%和限电率为34%的挑战性条件 [4] - 发电业务采购能源成本增加1.047亿巴西雷亚尔，反映了67.4%的GSF和季度平均PLD（差异结算价格）为265雷亚尔/兆瓦时，以及风电偏差导致与限电影响相关的3700万巴西雷亚尔结果 [17] - 配电业务用于转售的能源采购大幅增加3.385亿巴西雷亚尔，受MMGD（分布式微型和迷你发电）扩张和通过CCEE拍卖采购增加的影响 [19] - 水力发电资产在2026年的未签约产能约为20%-22%，使公司能够灵活应对GSF的潜在影响 [20][54] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司公布了“2035愿景”战略计划和一项为期5年、总额达创纪录的180亿巴西雷亚尔的多年投资计划 [6] - 公司追求最优资本结构，并宣布了新的股息政策，设定了行业内最高的最低派息率 [6] - 公司成功迁移至Novo Mercado（新市场），这是B3交易所的最高治理级别，旨在提升股票流动性并吸引国内外投资者 [6] - 配电电价复审定于2026年6月进行，公司预计新的净报酬基数将略高于185亿巴西雷亚尔的水平 [7][8] - 公司正为2026年3月18日的容量储备拍卖（LRCAP）做准备，涉及Foz do Iguaçu和Segredo两个水电项目，认为水电是成本最低的可再生能源，对系统和消费者有利 [8][9][10] - 公司战略上对水电发电、输电、配电和能源交易四个领域持不可知论态度，将根据机会审慎评估增长，并保持资本配置的纪律性 [49][50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管面临挑战，但2025年第四季度和全年表现稳健，证明了公司综合模式的成熟度和韧性 [3][4] - 管理层强调运营弹性、财务纪律和持续的价值创造能力 [24][25] - 对于LRCAP拍卖，管理层认为水电产品的价格上限较为紧张，但水电仍是最低成本的选择，应尽可能多地签约水电产品 [30][31] - 管理层对长期能源价格持结构性看涨观点，认为当前价格反映了结构性上涨预期，短期波动不影响长期趋势 [37][51] - 公司交易策略的核心是避免在短期内处于空头状态，并利用价格波动，这得益于其综合业务模式提供的灵活性 [38][51][54] - 管理层预计2026年价格将远高于历史平均水平，公司计划在2026年总体上保持多头头寸，以抓住机会 [54][55] - 当前市场对长期价格的预期已无人低于200雷亚尔/兆瓦时，而几年前还在140-150雷亚尔/兆瓦时左右，这对公司而言是机会 [55][56] 其他重要信息 - 公司获得了标准普尔在企业可持续发展方面的认可 [6] - Rogério Jorge就任发电与输电公司的总干事，他拥有近30年的行业经验 [10][11] - 董事会成员Moacir Carlos Bertol因其经验和知识而受到特别感谢，他将继续在董事会工作 [11] - 公司2025年结束时拥有一些近年来最好的质量指标 [60] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于容量储备拍卖的更多细节，包括对招标文件和价格上限的看法，以及价格上限如何影响参与策略 [28] - 公司对策略和定位非常谨慎，因为这是一个竞争激烈的过程 [30] - 认为水电产品的价格上限较为紧张，对于具有独特特征的水电项目来说尤其如此 [30] - 水电产品将是成本最低的，对消费者和低电价最有利，公司一直向监管机构倡导应尽可能多地签约水电产品 [31] - 公司为两个项目做了充分准备，拥有安装许可证，并对此视为创造价值的良机 [32] 问题: 关于能源平衡和合同签约策略，以及如何看待市场行为，考虑到年底和年初的看涨压力 [33] - 放缓签约步伐更多是战略考量而非流动性问题，即使价格高企，未来5年仍有大量流动性，这是公司选择暂时持有更多电力的策略 [36] - 当前价格反映了环境因素，公司认为未来几年存在结构性价格上涨预期，短期波动趋势将持续 [37] - 公司策略是利用这种波动性，为此需要更多的短期交易可能性，这对综合公司而言是一种优势 [38] - 长期价格观点与Copel Day上展示的一致，相信上涨趋势，并且观察到短期与长期价格正在脱钩，短期波动对长期影响不大 [51] - 签约策略是动态的，平衡EBITDA和风险，结合波动性寻找最优的签约量和价格 [52] 问题: 公司是否考虑像Esa Energia那样分期支付股息，以帮助股东避免因单月从同一公司获得超过5万巴西雷亚尔而缴纳10%的所得税 [42] - 股息政策规定每年至少支付两次，这为公司考虑以不同间隔（可能超过两次）支付提供了灵活性，但尚未确定 [43] - 短期内没有按季度支付的计划，政策非常稳健，至少两次派息，如有特别事件可重新评估，公司注重可预测性 [44] 问题: 关于资本配置的优先领域，是否会考虑在巴拉那州以外进行配电领域的并购，以及对能源价格周期性与结构性的看法 [47][48] - 公司对四个业务领域（发电、输电、配电、交易）持不可知论，始终关注机会，目前未获悉配电市场的机会，但会勤勉评估 [49][50] - 资本配置必须非常谨慎，糟糕的配置会破坏价值，公司致力于创造可持续价值 [51] - 长期价格观点与Copel Day一致，相信上涨趋势，短期与长期价格正在脱钩 [51] - 交易策略的首要前提是不做空，这已被证明具有韧性，公司进行动态分析，平衡EBITDA和风险，以优化签约策略 [51][52] 问题: 如何看待2026年的能源价格以及Copel如何从中受益 [54] - 2026年价格远高于历史平均水平，公司首要策略是避免做空，在水电产品上拥有20%-22%的未签约产能以应对挑战 [54] - 当价格接近或超过被视为长期结构性的价格时，公司将分批次进行销售以实现平均价格 [55] - 市场对长期价格的预期已无人低于200雷亚尔/兆瓦时，这对公司是机会，公司会根据情况发展而调整策略 [55][56]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度，公司经常性EBITDA达到近14亿巴西雷亚尔，同比增长16%；经常性净利润接近7亿巴西雷亚尔，同比增长30% [4] - 2025年第四季度，公司资本支出为7.68亿巴西雷亚尔，全年总计34亿巴西雷亚尔（不包括与AXIA的资产分拆） [4] - 公司2025年全年股东回报总额达到创纪录的38亿巴西雷亚尔，包括股息、资本利息和新市场迁移溢价，综合派息率达144%，股息收益率相当于14% [5] - 公司年末总债务为200亿巴西雷亚尔，净债务为160亿巴西雷亚尔，杠杆率为2.7倍，符合其最优资本结构目标 [24] - 债务的平均名义成本相当于CDI的87.74%，较2024年底的98.46%有显著改善，平均摊销期限从2024年的4.2年延长至4.9年 [24] - 第四季度，公司经常性净利润增长近30%，主要受EBITDA增长16.1%以及税收负担显著减少的推动，但财务业绩受到杠杆率上升、CDI上涨以及平均现金余额同比减少的负面影响 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - **发电与输电业务**：第四季度经常性EBITDA为6.54亿巴西雷亚尔，同比增长24%，主要得益于Mata de Santa Genebra输电公司的整合、输电资产回报率平均上调2.2%、短期市场交易结果更有利以及可管理成本显著降低 [13][16] - **配电业务**：第四季度经常性EBITDA为7.284亿巴西雷亚尔，同比增长1.8%，主要受年度电价调整和电网市场稳定性的推动 [13][18] - **交易业务**：第四季度经常性EBITDA为350万巴西雷亚尔，成功扭转了去年同期1540万巴西雷亚尔的亏损，主要得益于双边合同交易量增长约70% [13][15][20] - 从全年看，发电与输电业务2025年经常性EBITDA为29亿巴西雷亚尔，同比增长15%；配电业务2025年经常性EBITDA为26亿巴西雷亚尔，同比增长5.4% [18][20] - 第四季度，发电与输电业务的可管理成本（PMSO）减少了7300万巴西雷亚尔，而配电业务的PMSO则增加了1.27亿巴西雷亚尔，同比增长31.5% [16][19] - 第四季度，发电业务的购电成本增加了1.047亿巴西雷亚尔，主要由于GSF为67.4%以及平均PLD为265雷亚尔/兆瓦时，同时限电影响导致与风能相关的业绩减少了3700万巴西雷亚尔 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 配电业务方面，总配电毛利增长8.4%，受B部分年度电价调整1.3%、CVA增加6.68亿巴西雷亚尔以及MCP结算电量达663吉瓦时的影响 [18] - 交易业务方面，双边合同交易量达到3824吉瓦时，同比增长70% [20] - 在发电业务中，短期市场贡献了3500万巴西雷亚尔的利润，双边合同销售也带来了840万巴西雷亚尔的额外收益 [17] - 公司水电资产在2026年的未签约产能约为20%-22%，这使其在面对GSF可能带来的影响时处于有利位置 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司公布了“2035愿景”战略计划和一项为期五年、总额达创纪录的180亿巴西雷亚尔的多年投资计划 [6] - 公司完成了向巴西证券交易所新市场的迁移，这被视为提升公司治理水平、股票流动性和吸引国内外投资者的重要成就 [6] - 公司正在为2026年6月的配电业务电价复审做准备，预计新的净报酬基数将略超过185亿巴西雷亚尔的目标 [7][8] - 公司正积极参与将于2026年3月18日举行的容量储备拍卖，涉及Foz do Areia和Segredo两个水电项目，并已获得安装许可证并与EPC承包商签订了预合同 [8][32] - 公司认为水电是成本最低的能源，对消费者有利，并主张在拍卖中尽可能多地签约水电产品 [9][31] - 公司对资本配置持“不可知论”态度，在发电、输电、配电和电力交易四个领域均关注增长机会，但强调资本配置的纪律性 [49][50] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临GSF为67%和限电34%的挑战性条件，公司仍实现了稳健的运营业绩，证明了其综合模式的成熟性 [3][4] - 管理层认为，当前电价反映了结构性上涨的预期，未来几年价格波动将持续存在，公司策略是利用这种波动性，通过保持更多的短期交易灵活性来创造价值 [37][38] - 对于长期电价，管理层维持其在Copel Day上展示的观点，即存在上涨趋势，并认为短期波动对长期价格的影响正在减弱 [51] - 公司认为2026年的电价远高于历史平均水平，其策略是在2026年总体上保持“多头”头寸，以利用市场机会 [54][55] - 管理层指出，几年前市场预计长期电价在140-150雷亚尔左右，而现在无人谈论低于200雷亚尔的长期电价，这对拥有公司这样发电资产组合的企业是机会 [56] 其他重要信息 - 公司任命Rogério Jorge为发电与输电公司的总经理，他拥有近30年的行业经验 [10][11] - 董事会成员Moacir Carlos Bertol在过去六个月中临时担任该职务，其经验对公司非常宝贵，并将继续在董事会工作 [11] - 在资本支出方面，第四季度84%的投资用于配电业务，重点是推进“Paraná Trifásico”项目和智能电网建设，智能电表安装量已超过200万台 [23] - 公司强调其运营的可预测性是其资本结构和股息政策的重要成果，也是吸引各类投资者的关键 [44] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于容量储备拍卖的更多细节，包括对上限价格的看法以及项目准备情况 [28] - 公司认为水电产品的上限价格较为紧张，但水电仍将是成本最低的能源，对消费者最有利 [30][31] - Foz do Areia和Segredo两个项目准备充分，已获得安装许可证，公司视其为创造价值的好机会 [32] 问题: 关于能源平衡和合同销售策略，以及如何看待当前市场行为 [33] - 公司放缓签约速度是战略决策，而非流动性问题，目的是在潮湿期价格上涨时保留更多产能 [36] - 公司认为当前价格反映了结构性上涨预期，其策略是利用短期价格波动，为此需要保持更多的短期交易可能性 [37][38] 问题: 公司是否考虑像其他公司一样分期支付股息，以帮助股东进行税务规划 [42] - 公司的股息政策规定每年至少支付两次，这提供了考虑不同支付间隔的灵活性，但短期内没有计划进行季度支付 [43] - 公司倾向于保持可预测性，这是其资本结构和股息政策的重要特点 [44] 问题: 关于资本配置的优先领域，是否考虑在巴拉那州以外进行配电领域的并购，以及对电价周期性与结构性的看法 [47][48] - 公司对发电、输电、配电和交易四个领域的机会持开放态度，会关注并审慎评估配电领域的并购机会，但强调资本配置的纪律性 [49][50] - 关于电价，公司维持长期看涨的观点，并观察到短期与长期价格的脱钩，短期波动对长期价格影响减弱 [51] - 公司的交易策略是保持动态分析，平衡EBITDA和风险，利用短期价格窗口，目标是实现最优的平均价格 [52] 问题: 公司如何看待2026年的能源价格以及如何从中受益 [54] - 2026年电价远高于历史平均水平，公司首要策略是保持“多头”头寸，这在面对行业挑战时具有优势 [54] - 公司将在价格接近或超过其认为的长期结构性价格时，进行分批次销售，以实现平均价格 [55] - 长期电价预期已从几年前的水平显著提升，这对公司是机会 [56]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度经常性EBITDA为近14亿巴西雷亚尔，同比增长16%；经常性净利润为近7亿巴西雷亚尔，同比增长30% [3] - 第四季度非经常性项目（与限电补偿相关的零售项目）对EBITDA产生2.66亿巴西雷亚尔的正面影响，对财务收入产生800万巴西雷亚尔的正面影响 [3] - 第四季度资本支出为7.68亿巴西雷亚尔，全年资本支出总计34亿巴西雷亚尔（不包括与Axia的资产分拆） [3] - 年末杠杆率为2.7倍，处于公司最优资本结构目标内 [4] - 全年股东回报总额达到创纪录的38亿巴西雷亚尔，包括股息、资本利息和Novo Mercado迁移溢价，相当于“综合派息率”为144%，股息收益率为14% [4] - 年末总债务为200亿巴西雷亚尔，净债务为160亿巴西雷亚尔 [23] - 债务平均名义成本相当于CDI的87.74%，较2024年末的98.46%有显著改善 [23] - 债务平均摊销期限为4.9年，2024年为4.2年 [24] - 第四季度综合PMSO（运营、维护、服务和管理费用）总计7.79亿巴西雷亚尔，环比减少约2%；剔除通胀和可变薪酬影响后，降幅约为5% [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - **综合情况**：第四季度综合经常性EBITDA为14亿巴西雷亚尔，同比增长16% [12] - **发电与输电业务 (GenCo)**： - 第四季度经常性EBITDA为6.54亿巴西雷亚尔，同比增长24%，占公司EBITDA总额的46% [12][14] - 增长主要得益于Mata de Santa Genebra输电公司的并表、输电公司APR（允许收入）平均上调2.2%，以及短期市场交易的更有利结果 [12][14] - 可用性收入增加1.027亿巴西雷亚尔 [14] - 可控成本显著下降，PMSO减少7300万巴西雷亚尔 [14] - 短期市场贡献了3500万巴西雷亚尔的利润 [15] - 双边合同销售增长，带来840万巴西雷亚尔的额外收益 [16] - 面临压力：购电成本增加1.047亿巴西雷亚尔（反映GSF为67.4%，平均PLD为265雷亚尔/兆瓦时）；风电偏差导致与限电相关的影响达3700万巴西雷亚尔（限电率从去年同期的15.7%升至34.2%） [16] - 2025年全年GenCo经常性EBITDA为29亿巴西雷亚尔，同比增长15% [17] - **配电业务 (DisCo)**： - 第四季度经常性EBITDA为7.284亿巴西雷亚尔，同比增长1.8%，占公司EBITDA总额的54% [12][17] - 配电毛利增长8.4%，主要受B部分年度电价调整1.3%的推动 [17] - CVA（能源差异成本账户）显著增加6.68亿巴西雷亚尔，售电收入增加（MCP结算663吉瓦时），XDG电网市场增长0.3% [17] - PMSO增长31.5%（增加1.27亿巴西雷亚尔），受资产退役损失、维护量增加以及周期建设举措相关运营需求上升驱动 [18] - 剔除PLR、PPD和ILP等项目影响，第四季度人员成本同比下降8.1% [18] - 转售购电量大幅增加3.385亿巴西雷亚尔，受MMGD（分布式微型和迷你发电）扩张和通过CCEE拍卖采购增加影响 [18] - 2025年全年DisCo经常性EBITDA为26亿巴西雷亚尔，同比增长5.4% [18] - **贸易业务 (TradeCo)**： - 第四季度经常性EBITDA为350万巴西雷亚尔，逆转了去年同期1540万巴西雷亚尔的亏损 [19] - 业绩由双边合同交易量增长70%（达到3,824吉瓦时）以及对间歇性合同影响的缓解所支撑（去年同期该影响使利润减少约1800万巴西雷亚尔） [19] 各个市场数据和关键指标变化 - **发电资产组合**：长期来看，公司运营的未签约容量水平较高，这提供了灵活性以更有效地捕捉市场机会 [19] - **水电资产**：短期来看，2026年水电能源可用性约为20%-22%，使公司在应对可能的GSF影响时处于舒适位置 [20] - **能源价格**：市场对长期价格预期已从两三年前的约140-150雷亚尔/兆瓦时，提升至目前无人谈论低于200雷亚尔/兆瓦时的水平 [43] - **短期市场**：2025年第四季度平均PLD（短期市场电价）为265雷亚尔/兆瓦时 [16]；2026年2月价格曾超过350雷亚尔/兆瓦时 [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司发布了“2035愿景”战略计划和一个多年投资计划，未来5年总投资额将达到创纪录的180亿巴西雷亚尔 [5] - 公司追求最优资本结构，并宣布了新的股息政策，设定了行业最高的最低派息率 [5] - 公司成功迁移至巴西证券交易所B3的Novo Mercado（新市场）最高治理层级，旨在提升股票流动性并吸引国内外新投资者 [5] - 公司认为水电是容量储备拍卖中最便宜的能源来源，对消费者和电价更有利，是可再生能源，且主要由巴西本土生产设备，具有更大的运营灵活性 [8][9] - 公司战略上对水电、发电、输电、配电和能源交易四个业务板块持不可知论态度，只要有机会都会关注 [37] - 公司资本配置策略非常谨慎和自律，强调糟糕的资本配置会破坏价值 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临GSF为67%、限电34%等挑战，公司仍实现了稳健运营，证明了其业务模式的成熟和韧性 [3] - 2026年6月将进行的配电电价审查是公司获取价值和认可的具体机会，预计新的净报酬基数将略超过185亿巴西雷亚尔的目标 [6][7] - 对于2026年3月18日举行的容量储备拍卖，公司已为Foz do Iguaçu和Segredo两个项目做好准备，拥有已颁发的安装许可证、与EPC承包商的预合同以及两个项目的流量裕度 [8] - 管理层认为，长期能源价格存在结构性上涨的预期，近期波动是这一趋势的体现 [31] - 公司策略是在市场波动中获利，为此需要保留更多的短期交易可能性，并保持较长的头寸（尤其是在水电产品上） [32][42] - 公司看到了短期价格与长期价格之间的脱钩，短期波动对长期价格的影响已不如过去明显 [40] - 公司喜欢可预测性，这是其资本结构和股息政策的最大成果之一 [35] 其他重要信息 - 公司获得了标准普尔在企业可持续发展方面的认可 [5] - 第四季度84%的资本支出分配给配电业务，重点是推进Paraná Trifásico和智能电网项目，智能电表安装量已超过200万台 [22] - 其余资本支出主要用于发电和输电，重点是水电站和风电场的现代化改造以及输电线路的加强和扩建 [22] - 公司任命Rogério Jorge为发电和输电公司的总负责人 [10] - 公司感谢董事会成员Moacir Carlos Bertol在过去6个月里再次临时担任职务，其经验对公司非常宝贵 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于容量储备拍卖的更多细节，包括对上限价格的看法和项目策略 [26] - 公司对拍卖策略持谨慎态度，因为这是一个竞争非常激烈的过程 [27] - 公司认为水电产品的上限价格较为紧张，特别是对于具有独特特性的水电站，但水电仍将是成本最低的能源，对消费者和降低电价最有利 [27][28] - 公司主张尽可能多地签约水电产品，并已为两个项目做好充分准备，拥有安装许可证和深入的项目知识，视其为创造价值的好机会 [28][29] 问题: 关于能源平衡和合同销售策略，以及如何看待当前市场的看涨压力 [29] - 公司放缓签约步伐更多是出于战略考量而非流动性问题，旨在利用当前潮湿期价格上升的时机，保留更多电力 [30] - 公司认为当前价格反映了市场状况，与行业运营产生的价格仍有差距，预计未来几年价格将结构性上涨，因此策略是利用波动性，保留更多短期交易可能性 [31][32] - 作为一体化公司，拥有稳健的配电业务和较高的输电APR，使公司能够更好地把握价格波动带来的机遇 [33] 问题: 公司是否会考虑像Esa Energia那样分多期支付股息，以帮助股东避免单月高额所得税 [34] - 根据股息政策，公司每年至少支付两次股息，这提供了考虑不同支付间隔的灵活性，但短期内没有按季度支付的计划 [34] - 公司注重可预测性，这是其资本结构和股息政策的特点，对个人投资者和大型投资基金都至关重要 [35] 问题: 关于资本配置的优先领域，是否考虑在巴拉那州外进行配电领域的并购，以及对当前高能源价格环境下交易策略的看法 [36] - 公司对四个业务板块的机会持开放态度，但目前没有获悉配电市场的具体机会，未来会审慎评估任何机会，但始终坚持资本配置的纪律性 [37][38] - 关于能源价格，公司维持Copel Day上提出的长期看涨观点 [40] - 公司观察到短期与长期价格脱钩，短期波动对长期价格影响减弱 [40] - 核心策略首先是不做空头，尤其是在水电产品上保持20%-22%的可用性以应对挑战 [40][42] - 公司进行动态分析，平衡EBITDA和风险，在短期价格窗口出现时进行分批次销售，以获取平均价格 [41] 问题: 如何看待2026年的能源价格以及公司将如何从中受益 [42] - 2026年价格远高于历史平均水平，公司首要策略是保持多头头寸，在全年汇总层面保持多头，这使公司相比市场其他参与者处于优势地位 [42] - 当价格接近或超过公司认定的长期结构性价格时，会进行分批次销售以实现平均价格 [43] - 当前长期价格预期已升至200雷亚尔/兆瓦时以上，这对公司是机会，2月份价格超过350雷亚尔/兆瓦时对公司是好消息 [43][44]

公司整体业绩 - 2025年第四季度，公司实现经常性息税折旧摊销前利润13.581亿雷亚尔，较2024年同期的11.696亿雷亚尔增长16.1%，这体现了公司资产实力和运营商业战略执行效率对持续创造价值的支持 [1] - 配电业务贡献了约53.6%的经常性息税折旧摊销前利润，而发电业务和交易业务合计贡献了约48.4% [1] 发电业务表现 - 2025年第四季度，发电业务息税折旧摊销前利润为6.542亿雷亚尔，同比增长24.3%，即增加1.278亿雷亚尔 [2] - 增长主要驱动因素包括：因收购传输公司Mata de Santa Genebra S.A.以及公司全资拥有的传输公司2025/2026周期允许年收入平均增长2.2%，电网可用性收入增加1.027亿雷亚尔 [2] - 增长驱动因素还包括：经常性可控成本减少8610万雷亚尔，以及由于水电发电组合调节及南部子市场结算价格差异期间表现，短期市场交易带来正向影响，增加3490万雷亚尔 [2] - 此外，由于输电系统使用费计算中区位信号份额增加，电网使用费减少1080万雷亚尔 [2] - 部分增长被以下因素抵消：因水电发电保证系数从79.9%降至67.4%以及结算价格差异从216.36雷亚尔/兆瓦时升至264.70雷亚尔/兆瓦时，导致购电转售成本上升 [3] - 发电偏差增大以及削减率从15.7%上升至34.2%也抵消了部分利润增长 [3] 交易与配电业务表现 - 2025年第四季度，Elejor（交易业务之一）息税折旧摊销前利润较去年同期增加2360万雷亚尔，主要由当期双边合同能源交易量增加及平均售价上涨驱动 [3] - 2025年第四季度，TradeCo（交易业务）息税折旧摊销前利润较去年同期增加1880万雷亚尔，主要反映双边合同能源销售量增长69.7%（从225.3万兆瓦时增至382.4万兆瓦时）以及为缓解间歇性能源发电合同影响的商业策略（该策略在2024年第四季度影响约1800万雷亚尔） [3] - 2025年第四季度，配电业务息税折旧摊销前利润较去年同期增长1.8%，即增加1310万雷亚尔，主要得益于2025年6月的年度电价调整对B部分平均产生1.3%的影响，但被计费线损市场0.1%的减少轻微抵消 [3]

业绩总结 - 2025年第四季度销售额为18,066 GWh，同比增长13.0%[13] - 2025年第四季度的经常性Ebitda为1,358百万雷亚尔，同比增长16.1%[13] - 2025年第四季度的经常性净收入为682.6百万雷亚尔，同比增长29.6%[13] 资本支出与财务状况 - 2025年第四季度资本支出为767.6百万雷亚尔，全年资本支出为3,395.9百万雷亚尔[13] - 2025年12月31日的债务杠杆为2.7倍[13] - 2025年的分红总额为1.35十亿雷亚尔，每股分红为0.4546雷亚尔[14] - 2025年的分红支付率达到144.4%[14] - 2025年的分红收益率为13.9%[14] 市场表现与成本控制 - 2025年短期市场结果为增加34.9百万雷亚尔[41] - 风电发电的最大偏差为减少37.1百万雷亚尔[41] - 2025年第四季度的人员成本较上年同期减少8.1%[45]

财务数据关键指标变化：收入和利润（同比环比） - 第三季度经常性息税折旧摊销前利润为13.374亿雷亚尔，同比增长7.8%[10] - 第三季度净利润为3.831亿雷亚尔，同比大幅下降68.5%[5] - 前九个月经常性息税折旧摊销前利润为41.756亿雷亚尔，同比增长8.4%[5] - 前九个月经常性净利润为14.041亿雷亚尔，同比增长4.3%[5] - 第三季度净资产收益率为1.5%，同比下降69.1个百分点[5] - 第三季度运营收入为68.105亿雷亚尔，同比增长18.7%[17] - 第三季度报告净利润为3.642亿雷亚尔，同比下降50.6%[27] - 第三季度营业收入为68.11亿雷亚尔，同比增长18.8%[124] - 第三季度净收入为3.83亿雷亚尔，同比下降68.5%[124] - 前三季度营业收入为189.28亿雷亚尔，同比增长13.8%[124] - 前三季度净收入为16.21亿雷亚尔，同比下降27.1%[124] - 第三季度持续经营业务EBITDA为13.59亿雷亚尔，同比下降11.0%[124] - 第三季度经常性EBITDA为13.37亿雷亚尔，同比增长7.8%；前九个月为41.76亿雷亚尔，同比增长8.4%[129] - 第三季度EBITDA为13.59亿雷亚尔，同比下降11.0%；前九个月为46.78亿雷亚尔，同比增长10.6%[129] - 公司9M25合并净收入为1,602,406千雷亚尔[142] - 公司9M25合并EBITDA为4,678,007千雷亚尔[142] - 公司9M25持续经营业务EBITDA为4,678,007千雷亚尔[142] - 公司9M25运营收入（净营业收入）为18,928,417千雷亚尔[142] - 公司9M25归属于母公司股东的持续经营业务净利润为1,584,071千雷亚尔[142] - 公司9M25归属于母公司股东的非持续经营业务净利润为18,898千雷亚尔[142] - 公司9M24合并净营业收入为16,631.872百万[143] - 公司9M24合并息税折旧摊销前利润为4,230.814百万[143] - 公司9M24合并净利润为2,224.206百万[143] - 持续经营业务净利润为1,732.635百万[143] - 终止经营业务净利润为491.571百万[143] 财务数据关键指标变化：成本和费用（同比环比） - 第三季度运营成本与费用为58.496亿雷亚尔，同比增长20.2%，其中购电转售成本占比52.7%[19] - 第三季度经常性可管理成本总额为7.187亿雷亚尔，同比下降4.1%；前九个月总额为21.313亿雷亚尔，同比下降3.3%[23] - 第三季度员工及管理人员成本为2.126亿雷亚尔，同比下降18.4%；前九个月为6.832亿雷亚尔，同比下降18.6%[23][24] - 第三季度金融费用为7.95亿雷亚尔，同比增长43.6%[124] - 第三季度财务结果为净亏损4.425亿雷亚尔，同比增加2.201亿雷亚尔（增幅99.0%）[25][26] - 第三季度财务费用净额为净支出44.256亿雷亚尔，同比大幅增加98.3%；前九个月净支出129.095亿雷亚尔，同比增加65.5%[129] - 前九个月财务收入为102.552亿雷亚尔，同比增长19.6%；财务费用为231.647亿雷亚尔，同比增长41.5%[129] - 公司9M25运营成本及费用为15,545,166千雷亚尔[142] - 公司9M24合并营业成本与费用为13,715.653百万，占净营业收入的82.5%[143] - 金融费用为1,637.466百万，金融收入为857.229百万，净财务结果为-780.237百万[143] 各条业务线表现：发电与输电公司 (GenCo) - 发电与输电公司息税折旧摊销前利润增长11.0%至7.211亿雷亚尔，主要因电网可用性收入增加[16] - 第三季度发电与输电公司（GenCo）经常性息税折旧摊销前利润为7.211亿雷亚尔，同比增长11.0%[41] - 第三季度经常性EBITDA为7.211亿雷亚尔，同比增长11.0%；累计九个月为22.655亿雷亚尔，同比增长12.5%[44][48] - 第三季度净营业收入为12.523亿雷亚尔，同比增长14.2%；累计九个月为36.532亿雷亚尔，同比增长10.3%[49] - 第三季度经常性净利润为2.37亿雷亚尔，同比下降7.9%；累计九个月为8.889亿雷亚尔，同比下降7.7%[47][49] - 第三季度PMSO（可管理成本）支出减少3320万雷亚尔（-13.8%），其中人员与管理成本减少1820万雷亚尔，主要因员工减少58人[44] - 第三季度水力发电量为44.06亿千瓦时，同比下降34.2%；风力发电量为9.22亿千瓦时，同比下降15.3%[56] - 第三季度电网可用性收入增加1.194亿雷亚尔，主要因MSG输电公司并网及输电资产RAP平均增长2.2%[46] - 第三季度电力采购转售成本增加1.136亿雷亚尔，主要因GSF从79.2%降至64.9%及PLD从171.21雷亚尔/兆瓦时升至253.06雷亚尔/兆瓦时[46] - 第三季度投资计划支出1.405亿雷亚尔，同比增长157.8%；累计九个月支出3.137亿雷亚尔，同比增长145.7%[49] - 第三季度输电业务IFRS调整影响为5670万雷亚尔，去年同期为1320万雷亚尔[50] - 第三季度售电量：水电为366.2亿千瓦时（增长1.1%），风电为119.5亿千瓦时（增长7.4%）[57][58] - COPEL GET 第三季度营业收入为12.52299亿雷亚尔，同比增长14.2%[136] - COPEL GET 第三季度营业成本与费用激增至7.27611亿雷亚尔，同比增长69.2%[136] - COPEL GET 第三季度财务费用为3.78892亿雷亚尔，同比增长57.5%[136] - COPEL GET 第三季度持续经营业务净利润为2.30426亿雷亚尔，同比下降43.0%[136] - COPEL GET 第三季度持续经营业务EBITDA为7.46702亿雷亚尔，同比下降19.7%[136] - 发电业务总装机容量为511.4 MW，总保证功率为283.0 MW[178] - 水电是主要发电来源，装机容量为400.6 MW (占总装机78.3%)，保证功率为225.9 MW[178] - 风电装机容量为108.5 MW (占总装机21.2%)，保证功率为57.1 MW[178] - 太阳能装机容量为2.3 MW[178] - 输电业务总许可年收入(RAP)为18.113亿雷亚尔，其中Copel GeT子公司贡献14.239亿雷亚尔 (占78.6%)[181] - 输电线路总长度为9,684公里，变电站总容量为21,037 MVA[181] 各条业务线表现：配电公司 (DisCo) - 配电公司息税折旧摊销前利润增长7.2%，主要受2025年6月年度电价调整平均上调6.4%推动[16] - 配电业务（DisCo）第三季度经常性息税折旧摊销前利润为6.509亿雷亚尔，同比增长7.2%[66] - 配电业务第三季度净营业收入为51.252亿雷亚尔，同比增长17.8%[76] - 配电业务第三季度经常性净利润为2.01亿雷亚尔，同比下降16.7%[74] - 配电业务第三季度投资计划支出为8.4亿雷亚尔，同比增长64.8%[76] - 配电业务第三季度可管理成本为4.424亿雷亚尔，同比下降5.0%，其中人员成本下降30.4%至1.158亿雷亚尔[69][72] - 配电业务第三季度电网市场（TUSD）用电量同比增长1.7%，但受小型和微型分布式发电及用户迁移影响，受管制市场用电量同比下降5.6%[77][78] - 截至2025年9月，配电业务过去12个月总损耗为2895吉瓦时，其中非技术性损耗为603吉瓦时，较上年同期的830吉瓦时显著下降[81][82] - 截至2025年9月，配电业务过去12个月等效用户中断时长为7.46小时，等效用户中断频率为4.90次，均在监管限值内[80] - 基础网络收入（RBSE）因监管决议调整，财务部分产生1.151亿雷亚尔的负面影响[61] - 配电公司（DisCo）2025年9月总损耗比监管上限低0.84%[83] - COPEL DIS 第三季度营业收入为51.25167亿雷亚尔，同比增长17.8%[137] - COPEL DIS 第三季度电力采购成本为23.44772亿雷亚尔，同比增长22.7%[137] - COPEL DIS 第三季度财务收入为1.94454亿雷亚尔，同比增长19.4%[137] - COPEL DIS 第三季度净利润为2.25344亿雷亚尔，同比下降7.6%[137] - COPEL DIS 第三季度EBITDA为6.87830亿雷亚尔，同比增长12.6%[137] - COPEL DIS第三季度营业总收入为77.24亿雷亚尔，同比增长21.0%；前九个月为208.21亿雷亚尔，同比增长12.1%[138] - COPEL DIS第三季度对最终客户的电力销售收入为19.23亿雷亚尔，同比增长5.9%，其中居民用电增长15.2%至9.99亿雷亚尔[138] - COPEL DIS第三季度对配电公司的电力销售收入激增191.6%至1.90亿雷亚尔，主要受电力交易市场（CCEE）收入增长206.6%驱动[138] - COPEL DIS第三季度建筑收入大幅增长39.9%至8.98亿雷亚尔[138] - COPEL DIS第三季度行业资产和负债相关收益增长101.0%至9.32亿雷亚尔[138] - 配电业务服务客户总数为5,257,290户，覆盖395个城市[183] - 配电网络线路总长度为217,385公里，拥有406座变电站，总容量为12,574 MVA[183] - 截至2025年9月，配电客户与员工比率为1,698[183] - 2024年配电业务员工人数为3,199人，较2023年的4,257人减少了24.9%[183] - 2024年供电质量指标DEC为7.92小时，较2023年的7.97小时略有改善[184] - 2024年供电质量指标FEC为5.36次中断，较2023年的5.41次有所下降[184] - 截至2025年9月的过去12个月，DEC指标进一步改善至7.46小时[184] - 截至2025年9月的过去12个月，FEC指标进一步改善至4.90次中断[184] - 截至2025年9月，实际总损失率为7.31%，较2024年9月的7.91%显著改善[184] - 截至2025年9月，实际非技术损失率为3.41%，较2024年9月的5.33%大幅下降[184] - 截至2025年9月，实际技术损失率为5.75%，略低于2024年9月的5.68%[184] - 2025年9月的监管总损失率设定为8.15%，高于2024年9月的7.57%[184] - 总损失计算包含技术性损失、商业损失（如欺诈、窃电）及计费周期差异等因素[185] 各条业务线表现：贸易公司 (TradeCo/COM) - Copel贸易公司（TradeCo）2025年第三季度经常性EBITDA为负680万雷亚尔，较2024年同期的330万雷亚尔大幅下降[85] - 贸易公司2025年第三季度能源购销合同公允价值调整（按市值计价）为负4290万雷亚尔，而2024年同期为正1790万雷亚尔[86] - 贸易公司2025年第三季度可管理成本（剔除非经常性项目等）同比增长39.1%，其中人事和管理费用增加约190万雷亚尔[87] - 贸易公司2025年第三季度经常性净亏损为4300万雷亚尔，而2024年同期为净利润1450万雷亚尔[89] - 贸易公司2025年第三季度能源销售量同比增长25.0%，主要得益于对交易商的双边合同销售增长38.1%[92] - 贸易公司2025年第三季度五年期远期销售较上一季度增长96.2%，但2025-2029年期销售同比下降19.7%[93] - COPEL COM（自由市场）第三季度营业收入增长24.5%至11.22亿雷亚尔，前九个月增长23.9%至32.10亿雷亚尔[139] - COPEL COM第三季度对配电公司的电力销售收入增长82.6%至7.50亿雷亚尔，前九个月增长68.8%至19.70亿雷亚尔[139] - COPEL COM第三季度营业成本与费用增长33.1%至11.73亿雷亚尔，主要由于转售电力采购成本增长33.3%[139] - COPEL COM第三季度净亏损2.70亿雷亚尔，而去年同期净利润为2047万雷亚尔；EBITDA为负4.97亿雷亚尔，去年同期为正2.10亿雷亚尔[139] - COPEL COM前九个月净利润为5.60亿雷亚尔，同比增长18.5%；EBITDA为5.49亿雷亚尔，同比增长28.9%[139] 各地区表现 *(注：提供的原文关键点中未明确涉及不同地理区域的表现，此主题暂缺)* 管理层讨论和指引 - 公司预计2025年至2030年总销售电量（平均MW）将从2,407下降至961，而总可用电量占比将从11%上升至61%[155] - 公司预计2025年至2030年自由市场销售电量占比将从62%下降至10%[155] - 公司预计2025年至2030年水电等资产的平均售电价格将从167.52雷亚尔/MWh上升至260.69雷亚尔/MWh[161] - 公司预计2025年至2030年风电资产的平均售电价格将稳定在约214至220雷亚尔/MWh之间[162] - 公司首席执行官Daniel Pimentel Slaviero于2025年11月12日签署了本报告[187] 其他财务数据（资产、债务、借款等） - 净资产负债率从去年同期的32.3%上升至63.8%[5] - 截至2025年9月30日，公司总债务为210.917亿雷亚尔，较2024年底增加18.8%；调整后净债务为165.608亿雷亚尔，杠杆率为3.0倍[29][30][32] - 截至2025年9月30日，债务名义利率平均成本为13.22%，相当于CDI的88.73%[33] - 总资产从574.38亿雷亚尔增至620.48亿雷亚尔，增长8.1%[125] - 现金及现金等价物从41.62亿雷亚尔降至38.15亿雷亚尔，减少8.3%[125] - 非流动负债从214.05亿雷亚尔增至269.40亿雷亚尔，增长25.9%[125] - 公司债券（非流动）从106.02亿雷亚尔大幅增至155.74亿雷亚尔，增长46.9%[125] - 合同资产（非流动）从69.27亿雷亚尔增至102.96亿雷亚尔，增长48.6%[125] - 经营活动产生的净现金流为25.09亿雷亚尔，较去年同期的26.44亿雷亚尔略有下降[127] - 投资活动净现金流出为27.70亿雷亚尔，主要用于合同资产增加22.11亿雷亚尔[127] - 融资活动净现金流出为0.86亿雷亚尔，主要因支付24.48亿雷亚尔公司债券本金及12.49亿雷亚尔股息，但发行了50.00亿雷亚尔新债券[127] - 归属于母公司股东的权益从256.75亿雷亚尔微增至259.86亿雷亚尔，增长1.2%[125] - 诉讼拨备从9.57亿雷亚尔增至19.74亿雷亚尔，大幅增长106.3%[125] - 合并报表总资产为62,048,000雷亚尔[144] - 流动资产总额为13,140,000雷亚尔，占总资产的21.2%[144] - 现金及现金等价物为3,815,000雷亚尔，占流动资产的29.0%[144] - 行业金融资产（流动部分）高达101,272,000雷亚尔，是最大的流动资产项目[144

业绩总结 - Copel的总股东回报率（TSR）为60%，在电力行业中处于领先地位[84] - 2023年，公司的资产回收额为160.43百万雷亚尔，其中49%的回收将在2025年完成[147] - 2023年，公司的股息为11亿雷亚尔，股票回购计划为7000万雷亚尔[105] - 2023年，公司的低违约率为1.03%，显示出其财务健康状况[181] - 2023年实现了48%的拨备减少，显示出财务管理的有效性[147] - 2023年，公司的净债务与EBITDA比率为2.8倍，预计在24个月内趋于稳定[103] 用户数据 - Copel在南巴西的市场份额为32,917 GWh，拥有5255313个消费者单位，展现出强大的竞争力[66] - 远程读取达到1000万次，远程切断/重新连接达到42万次，远程切断的有效性为91%[195] - 通过数字化客户体验，95%的客户服务实现数字化，51%的数字发票符合巴西基准，收款成本降低40%[200] - 公司减少了6.5万次无效电话[195] 未来展望 - Copel计划到2035年实现100%清洁和可持续的能源矩阵，目标是成为巴西电力行业的最大价值创造者[22] - 预计到2030年，电力负荷年均增长率为3.3%[38] - 预计在未来几年内，新的拍卖将带来约300亿雷亚尔的资本支出[58] - 2025年，计划将股东结构简化为1:1的转换比例，以吸引外国投资者[104] - 预计到2025年，避免排放268.32吨二氧化碳[196] 新产品和新技术研发 - 公司在2023年承诺每年投入约7000万雷亚尔用于创新，目标是提高收入和降低成本[78] - 智能电表构成传感器网络，实现实时诊断和故障的早期识别[198] - 通过PIX系统，客户在1分钟内即可重新连接[196] 市场扩张和并购 - 巴西最大的项目涉及157个市镇，覆盖200万消费者，占特许经营的38%[193] - 2021年第一阶段涉及73个市镇，2022年第二阶段涉及29个市镇，2024年第三阶段计划覆盖50个市镇，2025年第四阶段计划覆盖4个市镇[193] 运营效率 - Copel的运营效率提升了20%，通过优化人员配置和长期合同实现成本降低[91] - 公司在2023年实现了900多个流程的简化、现代化和自动化[76] - 公司在恶劣天气事件中提高了运营效率[197]