BTG Pactual

1. São Paulo, 07 de março de 2012Fevereiro 2015
BTG Pactual XV CEO Conference
Wilson Ferreira Jr
CEO

2. Agenda
2
Overview da CPFL Energia1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico4

3. Agenda
3
Overview da CPFL Energia1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico4

4. Privatização
1998 200420001997 2001 2003
IPO
2004 20062005 2007
IPO
2008 20102009 2011 2012 2013 2014
Desde 1997, a CPFL Energia tem uma estratégia
agressiva de crescimento e diversificação
Histórico de expansão
Após o IPO
 Construção de 6 UHEs
 Constituição da holding
 Criação da CPFL Brasil
 Aquisição de 5 distribuidoras
 Entrada no segmento de energias renováveis
 Associação com a Ersa  Criação da CPFL Renováveis
 Associação da CPFL Renováveis com a Desa
(*) considera data de entrada em operação das usinas, com exceção de Semesa.
4
2002

5. Receita Líquida (R$ milhões)* EBITDA (% consolidado)*
EBITDA (R$ milhões)* Lucro Líquido (R$ milhões)*
CPFL Energia | Desempenho econômico-financeiro
2004 LTM3T14
10.611
14.69738,5%
2004 LTM3T14
2.648
3.956
2004 LTM3T14
440
1.235
181,0%
2004 LTM3T14
75%
50%
(*) Moeda constante - Setembro/14. Atualizados por IGP-M. Valores de 2014 ajustados por ativos e passivos regulatórios e efeitos não-recorrentes.
49,4%
9% 6%
16%
44%
C
G
D
C/S
G
D
5

6. Agenda
6
Overview da CPFL Energia1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico4

7. Aumento do risco do projeto
20052003 2007 2008 2010 2013
IPO
20112004
IPO
Expertise
comercial
Geração e Comercialização | Estratégia clara de crescimento
Recursos do IPO: promover a
expansão do Segmento de Geração
Energias
Renováveis:
novo veículo
de crescimento
Novo foco: energias renováveis
 Investimento em fontes
alternativas: biomassa e eólica
 Aquisição de ativos existentes
 Criação da CPFL Renováveis
 Leilões de energia e mercado livre
 PPAs de longo prazo
protegidos/indexados à inflação
(prazo de 20-30 anos)
 Expansão do mercado livre
 Fidelização de clientes
 Conquista de clientes fora da área das
distribuidoras
 Lastro de energia de fontes renováveis
 Foco em consumidores especiais
 Novas fontes: solar, etc.
Sinergia com
a CPFL Brasil
Leilões de projetos estruturantes:
Retorno projeto < Retorno CPFL
Entre 2010 e 2011
7

8. Média
setorial
Ago/11 Projetos e Aquis. Jul/13 Projetos e Aquis. DESA Assoc. DESA 2016 2018 Contratado 2018
652
1.153
1.773502
342
278
284
51
2.108
+
1) Valores em moeda dez/14. PMSO exclui custo com combustível na EPASA.
16,0
18,7 18,8
22,4 23,7
27,2
21,1
-24%
Genco 1 Genco 2 Genco 3 Genco 4 Genco 5
117
136
101
89 89 79
102
Média
setorial
Genco 1 Genco 2 Genco 3 Genco 4 Genco 5
+15%
Geração | Foco em eficiência operacional na geração
convencional e crescimento em fontes renováveis
 PMSO1 / Garantia Física (R$/MWh)  Ebitda1 / Garantia Física (R$ MM/MWh)
 Portfólio contratado (MW) – CPFL Renováveis (100%)
8

9. 369
443
527
399
428
395
290
267
53
208
Lucro Bruto [R$ MM]
Evolução da receita e energia vendida Lucro bruto
2.219
2.781
2.646
2.626
2.587
2.287
2.030
2.272
2.115
2.199
1.901
2.351
2.102
1.870
1.883
1.822
1.593
1.712
1.554
1.344
Receita bruta [R$ MM] Energia vendida [MW médio]
Comercialização | Resultados consistentes desde o IPO
 Manutenção da receita ao longo dos 10 anos, influenciada por:
 Pioneirismo na venda de energia para clientes livres de grande porte em sua área de concessão e fora dela
 No período recente, foco em clientes especiais, com lastro de energia de fontes renováveis (38% de market
share nesse segmento do mercado) - sinergia com CPFL Renováveis
 Não-renovação dos contratos de self-dealing, de acordo com a legislação
9

10. Distribuição | A CPFL é referência em produtividade...
1) PMSO publicado nas demonstrações financeiras, a preços de 2013. Exclui efeitos não recorrentes de 2005, 2011, 2012 e 2013. 2) CSV, indicador que
pondera km de rede (12%), clientes (28%) e mercado (60%), usado pela OFGEM e proxi da metodologia nova da ANEEL
36,5
43,8
49,2
58,6
Disco 1 Disco 2 Disco 4Disco 3
Peers (dados 2013)
PMSO1 por CSV2 - ganho de 5% ao ano de produtividade desde a aquisição da RGE em 2006
49,3
44,3
41,5 40,9
45,2
38,3
37,0 37,1 36,8
35,2
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
CPFL Energia (8 distribuidoras)
40,8
32,9
5% a.a.
 Implementação do modelo operacional da CPFL Energia
 Aquisição e integração da RGE, Santa Cruz e Jaguariúna
 Operação cada vez mais automatizada e eficiente
Ganhos de escala
Sinergias
Aumento de produtividade
10
Aquisição
da RGE
10

11. ...tem criado valor ao acionista ao operar
com um PMSO real abaixo do regulatório...
Distribuidoras de pequeno porte
Distribuidoras de grande porte
PMSO Real / PMSO Regulatório*
(*) COR Média do ciclo, ajustada pelo Fator Xt de cada empresa.
Grande porte: acima de 1 TWh; Pequeno porte: abaixo de 1 TWh. Fonte: ANEEL.
Média: 109,4%
Média: 106,8%
11

12. ... e investe em tecnologia e modernização de suas redes
Gestão inteligente da força de trabalho
MWM
ordens
emergenciais
Centralização
Centro Operações
Setorização
Baixada
Centro de
Despacho
MWM
ordens
comerciais
MWM
ordens
comerciais
MWM
ordens
emergenciais
FEV/13 SET/13 ABR/14 SET/14 DEZ/14 MAI/15
Evolução da instalação de medidores (Mil) – Grupo A
2013 abr/14 ago/14 dez/14
13,0
17,2
21,9 24,6  Redução de custos de leitura, inspeção e
faturamento
 Ganhos de R$ 5,6 MM/ano com redução de custos
de leitura e faturamento a partir de 2015
 Ganhos com Recuperação de Energia
Centro Inteligente de Medição implantado em jul/14
Setori-
zação
12

13.  Provê soluções de
infraestrutura de rede e
conectividade, atendendo
operadoras e prestadores de
serviços de telecomunicações
 Foco: cidades mais atrativas
economicamente e com maior
concentração de usuários da
rede
 Mercado de Telecom estimado
em R$ 13 bilhões/ano
 Crescimento em vendas e
geração de receita nas 17
cidades onde o projeto já foi
implantado (+ de 780 km de
cabos ópticos)
 Área de concessão da CPFL:
7,3% do PIB brasileiro
Serviços & Telecom | Diversificação de negócios
13
 Ampla gama de serviços de
valor agregado:
 projetos de engenharia para
transmissão e distribuição
 manutenção e recuperação de
equipamentos
 redes de auto-geração
 arrecadação de contas de
serviços públicos com uma
rede autorizada estabelecida
 prestação de serviços de
relacionamento com
clientes (call center,
atendimento face a face, back-
office, recuperação de crédito,
ouvidoria, balcão de
atendimento e vendas)

14. GERAÇÃO
• Ter atuação institucional e
regulatória visando mitigar riscos
do negócio
• Ser eficiente na gestão dos
contratos de energia
• Manter liderança em eficiência
operacional no setor
Diretrizes estratégicas dos negócios atuais da CPFL Energia
COMERCIALIZAÇÃO
• Maximizar valor no mercado livre
atuando dentro dos limites de riscos
• Atuar com foco nos clientes
especiais
• Explorar sinergias com atuações
estratégicas: ESCO e
Comercializador Varejista
DISTRIBUIÇÃO
• Ser líder em eficiência
operacional investindo em
tecnologia, automação e
inovação
• Ter atuação institucional e
regulatória, visando garantir a
sustentabilidade do setor
SERVIÇOS
• Atuar com foco em Serviços
Técnicos, com tecnologia e
produtividade
• Mitigar risco de atendimento
por meio da contratação de
mão-de-obra e fornecedores
qualificados
RENOVÁVEIS
• Crescer com criação de
valor, através de aquisições
e greenfield
• Ser líder em eficiência
operacional no segmento de
Renováveis
TELECOM
• Crescimento em vendas nas
17 cidades onde o projeto já foi
implantado
• Expansão geográfica sob
demanda, conforme
necessidade dos clientes e
rentabilidade dos projetos
14

15. Agenda
15
Overview da CPFL Energia1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico4

16. Reajuste tarifário das 5 menores distribuidoras (Fev/2015)
Parcela A (não-gerenciável) 21,79% 28,39% 29,57% 39,40% 28,24%
Encargos Setoriais 14,03% 14,29% 14,66% 20,69% 13,94%
Encargos de Transmissão 1,45% 2,38% 2,62% 2,19% 2,22%
Energia Comprada 6,30% 11,73% 12,28% 16,52% 12,09%
Parcela B (gerenciável)*
0,22% 0,43% 0,68% 0,66% 0,65%
Reajuste Econômico 22,01% 28,82% 30,24% 40,07% 28,90%
Componentes Financeiros 12,67% -8,02% -5,36% -1,61% -5,55%
Reajuste Tarifário Total 34,68% 20,80% 24,88% 38,46% 23,34%
Efeito médio para os
consumidores
27,96% 24,89% 28,38% 45,70% 29,28%
16 (*) Considera IGP-M de 3,8%.

17. Dentre as mais de 60 empresas de distribuição do país, as tarifas residenciais
das do Grupo CPFL Energia estão entre as mais baratas
Tarifas de energia das distribuidoras da CPFL Energia
situam-se entre as mais baratas do Brasil
1) B1 – residencial 2) Tarifas vigentes antes do aumento das concessionárias da CPFL Energia Fonte: Aneel
CPFLJaguari
Eletropaulo
CPFLLestePaulista
CPFLSulPaulista
CPFLPaulista
Copel
CPFLMococa
Coelba
CPFLPiratininga
AESSul
CPFLSantaCruz
COSERN
Celg
CELPE
RGE
Celesc
Enersul
Coelce
Escelsa
Bandeirante
Cemat
CEEE
Light
Ampla
Cemig
Cepisa
Cemar
Celtins
Elektro
Celpa
0,24
0,290,30
0,32 0,33 0,34 0,34 0,35
0,48
Média = 0,37
 Tarifas de Energia Elétrica (R$/kWh)¹,²

18. 4o Ciclo de Revisão Tarifária | WACC regulatório
WACC final representou um efeito positivo de 1% sobre a proposta inicial
Evolução do WACC Regulatório nos Ciclos de Revisão Tarifária
Distribuição 1o
ciclo 2o
ciclo 3o
ciclo 4o
ciclo
Primeira Proposta Final
Custo de Capital Próprio 17,47% 16,71% 13,43% 11,92% 13,55%
Taxa Livre de Risco 6,01% 5,32% 4,87% 5,78% 5,64%
Premio do Risco do Negócio 7,76% 6,09% 5,82% 5,01% 7,56%
Beta 0,26 0,55 0,74 0,67 0,70
Risco Brasil 4,08% 4,91% 4,25% 2,80% 2,62%
Custo de Capital de Terceiros 15,76% 14,97% 11,26% 11,86% 11,63%
% Capital de Terceiros 50,0% 57,0% 55,0% 53,0% 48,8%
WACC (nominal) 13,93% 12,81% 10,13% 9,75% 10,69%
WACC (real) 11,26% 9,95% 7,50% 7,16% 8,09%
18

19. 4o Ciclo de Revisão Tarifária | Demais aspectos
Contribuições CPFL EnergiaProposta Aneel
Benchmarking – simplificação dos modelos
(em relação à 1ª fase da AP023)
Eficiência relativa – normalizada pela
mediana das empresas com eficiência > 50%
Regra de aplicação - Xt (cobertura tarifária 
benchmarking), com cap em 120% para
eficiência relativa (compartilha 50% do
excedente)
Eficiência relativa - normalização pela mediana
da amostra inteira
Alteração do limite de repasse de custosCustos
operacio-
nais
Incluir obrigações especiais e glosas da BRR no
cálculo
Compartilhamento parcial de produtividade
Considerar desafios futuros de investimentos
Xpd – 1,64% e ajustes por empresas
(mercado e UCs)
Compartilhamento total da produtividade
estimada no fator X
Fator X
Procedi-
mentos
gerais
Propor melhorias no cálculo da remuneração sobre
obrigações especiais
Retomar discussão sobre ATD, ressaltando que o
conceito não deveria ser de remuneração, mas de
taxa de administração desses ativos
Assegura remuneração sobre obrigações
especiais, mas nega remuneração de ativos
totalmente depreciados (ATD)
19

20. 4o Ciclo de Revisão Tarifária | Demais aspectos
Contribuições CPFL EnergiaProposta Aneel
Outras
receitas
Redução da reversão e ajuste automático do %
de reversão, conforme resultado apurado a cada
ciclo
Novas atividades e compartilhamento de
infraestrutura – redução de reversão no ciclo
inicial
Exclusão de atividades (créditos tributários e
aluguel de imóveis)
Simplifica a metodologia com adoção de um
único percentual (60%) de reversão para
modicidade tarifária
Menor entre o 3CRTP e a média do ciclo; 5
clusters de velocidade de redução
Estabelece condições de flexibilização
Perdas
não
técnicas
Aperfeiçoar condições de flexibilização para
empresas com perdas baixas
Receitas
irrecupe-
ráveis
Altera o aging para 49 a 60 meses
Não considera uma metodologia específica
para encargos setoriais
Manutenção do aging de 18, 21 e 24 meses
Manutenção de metodologia específica para
encargos setoriais já adotada no 3CRTP
20
O prazo para entrega das contribuições para a AP023/14 encerrou-se em 09/fev/15

21. Agenda
21
Overview da CPFL Energia1
2 Evolução por segmento de negócio
3 Cenário regulatório
Cenário hidrológico4

22. Avanços recentes no setor
Em andamento: negociações para um novo empréstimo via conta ACR,
da ordem de R$ 2,5 bilhões, para as liquidações dos meses de nov-
dez/14
Empréstimo
às
distribuidoras
 Em vigor desde janeiro/2015 - cobrem custos não contemplados na
tarifa (exposição involuntária, despacho térmico e risco hidrológico)
 Audiência pública (fev/15):
 novos valores para a bandeira amarela (R$ 2,50 para cada 100 kWh) e
vermelha (R$ 5,50 para cada 100 kWh)
 criação de Conta Centralizadora para equilibrar os recursos entre as
distribuidoras
“Bandeiras
tarifárias”
Audiência Pública (fev/15): propõe considerar (i) nova quota de CDE,
(ii) novas tarifas de Itaipu e (iii) o recálculo do custo de compra de
energia
Revisão
Tarifária
Extraordinária

23. 20,6 22,3
50,1
40,0
75,7
30,6
42,6
42,9
0
20
40
60
80
100
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
2002
2012
2013
2014
2015/projeção
ONS
Nível dos Reservatórios e ENA
 Nível de reservatórios no SIN | %
 Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios  ENA em 2014 e 2015 | % MLT
08/fev (atual):
20,5
10
20
30
40
50
60
70
nov-12
dez-12
jan-13
fev-13
mar-13
abr-13
mai-13
jun-13
jul-13
ago-13
set-13
out-13
nov-13
dez-13
jan-14
fev-14
mar-14
abr-14
mai-14
jun-14
jul-14
ago-14
set-14
out-14
nov-14
dez-14
jan-15
fev-15
ENA SE/CO MLT
1) Previsão ONS para o mês de Fevereiro (RV1).23
2014 Jan/15 Fev/151
SE/CO 75% 39% 51%
Sul 143% 207% 106%
SIN 87% 54% 52%
22,4

24. ENA no mês de janeiro/15 | SE/CO | % MLT
• Nas 3 primeiras semanas de janeiro, um sistema de alta pressão nas regiões SE, CO e NE, associado a uma
massa de ar quente e seco, impediu o avanço das frentes frias e ocasionou temperaturas elevadas
• A partir do dia 21/01, com o enfraquecimento do sistema de alta pressão, uma frente fria atingiu o litoral
da região SE e ocasionou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e São
Francisco
Em janeiro/2015 | Sistema de alta pressão impede o avanço de
frentes frias no Brasil1
24 1) Fonte: ONS
Bloqueio ao avanço de frentes frias no mês de janeiro
39%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
ENA diária real. Média mensal
 Anomalia da Precipitação (desvios em relação
à média) entre 01 e 27/jan/2014 | mm

25. Previsão meteorológica1 | Expectativa de maiores índices
pluviométricos nos próximos dias
1) Fonte: CPTEC/ONS25
Região em que estão as usinas com grande capacidade de armazenamento
09/02/2015 10/02/2015 11/02/2015 12/02/2015 13/02/2015
14/02/2015 15/02/2015 17/02/201516/02/2015 18/02/2015
Região em que estão as usinas com grande capacidade de armazenamento

26. 41,9%
30,2%
37,8%
17,0%
35,1%
10,1%20,5%
22,3%
74,7%
42,4%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15
ENA Mar-Nov/15: 100%MLT ENA Mar-Nov/15: 90%MLT
ENA Mar-Nov/15: 87%MLT Real./Estim. ONS Mínimo (ONS)
Média Hist. (1997-2014)
Perspectivas para 2015
26
 Cenários para nível de armazenamento em 2015 | %
Período úmido Período seco
ENA fev
52%