1. IV Encontro
com Investidores
CPFL Energia
Resultados 2T10 e
Perspectivas
Wilson Ferreira Júnior
Presidente da CPFL Energia
Ética, transparência, sustentabilidade.
Cada ação faz a diferença
1

2. Disclaimer
Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de
acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em
certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas
condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia.
Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de
expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições
econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços
públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas
operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados
reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de
expectativas sobre eventos ou resultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e
nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou
opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer
responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.
Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais
expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas
Declarações podem incluir projeções de crescimento econômico, demanda, fornecimento de energia, além de
informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros
assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se
baseiam.
2

3. IV Encontro Agenda
com Investidores
CPFL Energia
Resultados 2T10
Perspectivas
• Cenários de Planejamento Estratégico
• Plano Estratégico CPFL
3

4. IV Encontro Agenda
com Investidores
CPFL Energia
Resultados 2T10
Perspectivas
• Cenários de Planejamento Estratégico
• Plano Estratégico CPFL
4

5. 5

6. 6

7. 7

8. 8

9. Custo médio
Nominal: 9,5%
Real: 4,4%
9

10. 10

11. IV Encontro Agenda
com Investidores
CPFL Energia
Resultados 2T10
Perspectivas
• Cenários de Planejamento Estratégico
• Plano Estratégico CPFL
11

12. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos
anos (acima de 5%)
Expansão da capacidade instalada:
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa)
– Gás como alternativa térmica
Planejamento
Cenário Regulatório
Estratégico
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo:
– Preço, não custo
– Incentivo a eficiência
– Transparente e reprodutível
Vencimento das concessões
12

13. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos
anos (acima de 5%)
Expansão da capacidade instalada:
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa)
– Gás como alternativa térmica
Planejamento
Cenário Regulatório
Estratégico
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo:
– Preço, não custo
– Incentivo a eficiência
– Transparente e reprodutível
Vencimento das concessões
13

14. Aumento no consumo de energia
Consumo de energia (mil GWh)1 Taxas de crescimento do PIB
(médias do período) | % a.a.
+5,0%
+5,0%
633
+5,5% 507 +4,5% Histórico Projeção
416 377
251 306 99-03 04-08 10-14 15-19
+5,6% ' +4,3%
PIB Nacional 1,9 4,7 5,2 5,0
2010(e) 2014(e) 2019(e) PIB Mundial 3,4 4,6 4,2 4,0
Sudeste/CO Brasil
Consumo de energia Brasil - Residencial1 Consumo de energia Brasil - Industrial1
+4,6% +5,1%
275
+4,3% 157 +4,2%
127 223
+4,8% +6,1%
106 182
' '
2010(e) 2014(e) 2019(e) 2010(e) 2014(e) 2019(e)
Projeção do número Grandes Consumidores
de domicílios 61 +2,2% 74 Industriais - Produção 203 +7,0% 375
a.a. a.a.
(milhões) Física (millhões t/ano)
2010 2019 2010 2019
14 Nota: Fonte EPE (PDE 2019) 1) Var. % a.a.

15. Expansão da capacidade instalada - opções de expansão
Norte:
Nordeste:
• Alto potencial
hidroelétrico disponível • Geração térmica local
(GNL, carvão, óleo
• Geração térmica combustível)
utilizando carvão
importado • Potencial eólico em
desenvolvimento
Sul:
• Geração térmica local
Sudeste/CO:
a carvão nacional • Geração térmica local
(GNL, biomassa de
• Potencial eólico em
bagaço de cana)
desenvolvimento
15 1) Fonte: PSR. 15

16. Energia no Brasil – Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica
Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20191 (EPE)
• Investimento total de R$ 175 bilhões
• Expansão de 61% na potência instalada de geração (63.480 MW)2
• Incremento de 38% em linhas de transmissão (36.797 Km)2
Evolução da capacidade instalada por fonte de geração3 (GW)
Fonte 2010 2019 Var. %
Hidro(a) 83 117 40% • Parque gerador precisa de hedge
PCH 4 7 72% térmico (redução da capacidade de
Biomassa 5 9 58% armazenamento de água)
Eólica 1 6 321%
• Expectativa de oferta de gás natural
Total Renováveis 94 138 47% a partir dos projetos existentes da
Urânio 2 3 70% Petrobrás e pré-sal
Gás natural 9 12 30%
Carvão 2 3 82% • Cenário de morosidade na obtenção
Óleo combustível 3 9 162% das licenças deve continuar
Óleo diesel 2 1 -34% (crescimento aquecido do mercado
Gás de processo 1 1 0%
vs liberação de novos projetos
hidrelétricos)
Total Não-Renováveis 18 29 57%
Total(b) 112 167 49%
1) Fonte: EPE- Plano Decenal de Expansão de Energia 2019 2) Considera empreendimentos de geração constantes do SIN 3) Os valores da tabela indicam a potência instalada em dezembro de cada ano,
16 considerando a motorização das UHEs (a) inclui estimativa de importação da UHE Itaipu não consumida pelo sistema elétrico paraguaio (b) não considera a autoprodução, que, para os estudos energéticos, é
representada como abatimento de carga.

17. UHE – Potencial de expansão
Nordeste
Norte
Potencial: 26 GW
Potencial: 111 GW
Explorado: 40%
Explorado: 9%
Sudeste/CO
Potencial: 79 GW
Explorado: 41%
Sul Brasil
Potencial: 42 GW Potencial técnico: 258 GW
Explorado: 48% Explorado: 32%
17 Fonte: MME

18. UHE – Potencial de expansão
Projetos de UHE em avaliação
Potencial dos projetos existentes de UHE (em MW)
Comentários
Nº de projetos
• Previsão de leilão de 2,4 GW
3 11 29 43
ainda este ano com as
usinas de Cachoeira, Ribeiro
23.095 26.276
Gonçalves, do Rio Parnaíba e
Teles Pires
• Projetos em fase de
licenciamento ambiental
2.451 somam 87% do total de
projetos existentes
• Barreiras ambientais podem
730
dificultar o andamento dos
projetos em fase de
Leilão Expectativa Em processo de Total licenciamento, ocasionando
jul/10 leilão dez/10 licenciamento janela para outras fontes
ambiental
18 Fonte: EPE, Imprensa, CPFL Energia (EP)

19. Biomassa – Potencial de expansão
O potencial estimado de geração a partir de biomassa de cana-de-açúcar é de 11 GWmédios até 2016,
podendo chegar a 14 GWmédios em 2021
Safra 12/13 15/16 20/21
Produção de cana-de-açucar
Forte 696 829 1.038
(milhões ton)
concentração
no estado de Disponibilidade de bagaço 75% 75% 75%
São Paulo
Disponibilidade de Palha 5% 5% 75%
Geração (GWmédio/safra) 10 11 14
• O crescimento da safra de
cana deverá impulsionar
investimentos em geração
• Complementariedade com a
matriz hidráulica
• Preços competitivos
Áreas de Retrofit • Cadeia de produção nacional
Áreas de Expansão
19 Fonte: NIPE-Unicamp, IBGE e CTC Elaboração: Única

20. Energia Eólica – Potencial de expansão
Potencial Eólico1
Brasil @50m Norte
Nordeste
143,5 GW 9%
272,2 TWh/ano 52%
• O Brasil possui hoje
cerca de 750 MW de
geração eólica em
operação, ou seja,
0,7% da capacidade
instalada total Centro-Oeste Sudeste
2% 21%
• São quase 450
aerogeradores
localizados
principalmente no
Nordeste Sul
16%
20 1) Fonte: Atlas de Energia Eólica CEPEL/Eletrobrás (potencial eólico estimado para vento médio anual igual ou superior a 7,0 m/s)

21. Gás natural – Expansão
Perspectivas de elevação significativa na oferta de gás, em especial por aumento da oferta local
Projeção da oferta de gás natural (MMm³/dia) Comentários
• O governo tem tomado
137,0 medidas que indicam posição
126,6 132,1 restritiva a algumas fontes
115,1 117,2 térmicas
104,7
• Imposição de compensações
110,7 114,3 116,2 ambientais à geração por
102,8 carvão e óleo (IN7)
88,6 93,5
'
• Valor teto para custo variável
do óleo
• Desenvolvimento de novas
fontes de suprimento coloca
o gás novamente como
alternativa de geração
2010 2011 2012 2013 2014 2015
• A tendência de restrições
ambientais às demais fontes
Demanda Total Oferta Local + LNG térmicas coloca o gás em
situação de destaque
21 Fonte: CPFL Energia

22. Avaliação estratégica da expansão: a evolução das fontes e do mercado
criam diferentes janelas de oportunidade ao longo do tempo
Janela de oportunidade para cada fonte de energia
Curto prazo Médio prazo Longo prazo
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Grandes projetos do Norte
Hidro
Licitações de projetos médios
Demanda em
Gás A-3 reduzida
Térmica mais competitiva
Óleo e Grandes incertezas em função da nova regulação ambiental,
carvão caso regulação seja mantida fontes perdem competitividade
Grandes investimentos em novas usinas
Nuclear
pela Eletrobrás + eventuais parceiros
PCH
Desponta em leilões A-3 e
Saturação das fontes
mercado livre de clientes incentivados
Biomassa
Leilões de reserva e grande Novos projetos dependem da manutenção de leilões de
Eólica
estímulo governamental reserva, subsídios do governo e inovações tecnológicas
Projetos dependem da evolução da demanda
22 Fonte: CPFL Energia; Roland Berger Strategy Consultants

23. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos
anos (acima de 5%)
Expansão da capacidade instalada:
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa)
– Gás como alternativa térmica
Planejamento
Cenário Regulatório
Estratégico
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo:
– Preço, não custo
– Incentivo a eficiência
– Transparente e reprodutível
Vencimento das concessões
23

24. O papel da ANEEL é administrar objetivos conflitantes e buscar o
equilíbrio de interesses dos agentes, consumidores e Governo
Metas do modelo regulatório Papel da ANEEL
Usuário Administração de trade-offs
• Modicidade de tarifas Objetivos
A Regulação adequada
conflitantes
• Qualidade dos serviços
• mediação de conflitos
entre agentes do setor
Governo
• Menor tarifa • garantia de tarifas justas
• Universalização dos serviços • zelo pela qualidade
• Maior qualidade
• Eficiência do sistema
• ...
• Garantia dos investimentos • Maior segurança
• Garantia de suprimento
• Menor custo
B Eficiência dos agentes
• Maior retorno • incentivos aos mais
Investidor
eficientes
• Remuneração e retorno • aumento de qualidade
• Regras claras e previsibilidade
• Segurança Jurídica
24

25. Nos últimos anos, a agenda ANEEL e Governo focaram em 3 temas-chave:
modicidade tarifária, garantia de suprimento e universalização
Pilares do Novo Modelo do Setor Elétrico
• As empresas contribuíram de forma significativa para a
modicidade tarifária
Modicidade
tarifária Composição média da tarifa residencial de energia (R$/MWh)
163 428 Variação %
(1998 vs. 2007)
Tributos e encargos 30,5%
40,9% +34%
Transmissão 3,3%
6,1% +85%
Geração 30,7%
27,8% -9%
Distribuição 35,5%
25,2% -29%
1998 2007
25

26. Nos últimos anos, a agenda ANEEL e Governo focaram em 3 temas-chave:
modicidade tarifária, garantia de suprimento e universalização
Pilares do Novo Modelo do Setor Elétrico
• As empresas contribuíram de forma significativa para a
modicidade tarifária
Modicidade
• A eficiência das empresas permitiu que a energia elétrica fosse
tarifária
um dos serviços públicos cuja tarifa menos subiu, apesar do
aumento de encargos e tributos
Evolução do Custo dos Componentes da Tarifa de Eletricidade vs.
Índices de Inflação - Base 100 = 2003
167 Tributos e Encargos Mais que
146 Geração de Energia a inflação
140 IGPM Igual à
130 IPCA inflação
114 Distribuição Menos que
Base 113 Transmissão a inflação
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008
26

27. Nos últimos anos, a agenda ANEEL e Governo focaram em 3 temas-chave:
modicidade tarifária, garantia de suprimento e universalização
Pilares do Novo Modelo do Setor Elétrico
• As empresas contribuíram de forma significativa para a
modicidade tarifária
Modicidade
• A eficiência das empresas permitiu que a energia elétrica fosse
tarifária
um dos serviços públicos cuja tarifa menos subiu, apesar do
aumento de encargos e tributos
• As empresas investiram em expansão para assegurar
disponibilidade de oferta de energia e de capacidade (linhas,
Garantia de equipamentos,sistemas, etc.)
suprimento • As empresas buscaram melhores índices de qualidade
aperfeiçoando O&M, com crescente nível de satisfação dos
clientes
27

28. Nos últimos anos, a agenda ANEEL e Governo focaram em 3 temas-chave:
modicidade tarifária, garantia de suprimento e universalização
Pilares do Novo Modelo do Setor Elétrico
• As empresas contribuíram de forma significativa para a
modicidade tarifária
Modicidade
• A eficiência das empresas permitiu que a energia elétrica fosse
tarifária
um dos serviços públicos cuja tarifa menos subiu, apesar do
aumento de encargos e tributos
• As empresas investiram em expansão para assegurar
disponibilidade de oferta de energia e de capacidade (linhas,
Garantia de equipamentos,sistemas, etc.)
suprimento • As empresas buscaram melhores índices de qualidade
aperfeiçoando O&M, com crescente nível de satisfação dos
clientes
• As empresas do setor viabilizaram o "Luz para Todos"
Universalização • Inclusão de cerca de 9,5 milhões de pessoas (2004 a 2008)
• Investimentos de cerca de R$ 11 bilhões
28

29. Agenda regulatória - principais temas a serem endereçados
WACC Regulatório
• Manutenção da metodologia do 2º Ciclo
Distribuição Transmissão
• Cenário diferente das transmissoras
Custo financeiro TJLP + 0,5% TJLP
• Histórico 1º ciclo T vs. 2º ciclo D em 2007
(risco de crédito e beta maiores em D) Itens financiáveis 60% 70%
• Condições menos favoráveis de financiamento Prazo 6 anos 14 anos
• Necessidade constante de reinvestimento
(maior capilaridade de ativos)
• Maior complexidade de operação (PDD, perdas etc.)
Banco de preços para a BRR
• Estímulo a eficiência
• Dificuldades na implementação devem adiar a adoção para o 4º ciclo de revisão tarifária
Empresa de referência
• Definição dos custos deve seguir médias de mercado, não ajustadas individualmente
(legislação por incentivo)
Renovação das concessões de distribuição
• Empresas de distribuição já são remuneradas pela base remanescente de ativos
• Demanda por novos investimentos exige remuneração adequada a fim de garantir fluxo de
investimentos de longo prazo
29 Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

30. IV Encontro Agenda
com Investidores
CPFL Energia
Resultados 2T10
Perspectivas
• Cenários de Planejamento Estratégico
• Plano Estratégico CPFL
30

31. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos Plano Estratégico
anos (acima de 5%) CPFL
Expansão da capacidade instalada: Expansão em
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz Geração
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa) Expansão em
– Gás como alternativa térmica Distribuição
Planejamento – Orgânico
– Redes Particulares
Cenário Regulatório – Cooperativas
Estratégico – Aquisições
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo: Comercialização de
– Preço, não custo energia
– Incentivo a eficiência Novos produtos e
– Transparente e reprodutível serviços
Vencimento das concessões
31

32. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos Plano Estratégico
anos (acima de 5%) CPFL
Expansão da capacidade instalada: Expansão em
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz Geração
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa) Expansão em
– Gás como alternativa térmica Distribuição
Planejamento – Orgânico
– Redes Particulares
Cenário Regulatório – Cooperativas
Estratégico – Aquisições
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo: Comercialização de
– Preço, não custo energia
– Incentivo a eficiência Novos produtos e
– Transparente e reprodutível serviços
Vencimento das concessões
32

33. Expansão em Geração – Aquisição e construção de UHEs
UHE UHE Barra UHE Campos UHE UHE UHE UHE Foz do
Monte Claro Grande Novos Lajeado Castro Alves 14 de Julho Chapecó
Entrada em operação 2004 2005 2007 2007¹ 2008 2008 2010
Participação CPFL 65,0% 25,0% 48,7% 6,9% 65,0% 65,0% 51%
Capacidade Instalada
84,5 172,5 428,8 62,5 84,5 65,0 436,1
(MW)
Energia Assegurada
38,4 95,2 184,1 36,5 41,6 32,5 220,3
(MWmédios)
Prazo de concessão 2036 2036 2035 2032 2036 2036 2036
38%
Capacidade Instalada (MW)
7% 2.396
Energia Assegurada (MWmédio) 48%
1.704 1.737
1.588
41%
1.072 8%
812 854 915 40%
862 864 1.220
800
434 472 525 571
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009(e) 2010(e)
33 1) Adquirida junto com os ativos da CPFL Jaguariúna (antiga CMS Energy Brasil)

34. Expansão em Geração – investimento em biomassa já representa 230 MW
Meta 2014:
~700 MW
34

35. Expansão em Geração – 7 parques eólicos em construção e
novos projetos em análise
Parque Eólico Santa Clara
Inauguração Julho 2012
Energia Comercializada 76,0 MWmed (LER 2009)
Localização Parazinho / RN
Potência Total 188 MW
Aerogeradores 94 Aerogeradores Wobben
Número de Pás 3
Tamanho das Pás 38,8 m
Altura da Torre 98 m
Potência Unitária 2,0 MW
Perspectivas
• Participação no Leilão de Energia de Reserva – LER 2010 e
no Leilão de Fontes Alternativas – LFA 2010 (curto prazo)
• Em torno de 180 MW
• Prospecção de novos projetos (médio e longo prazo)
35

36. Expansão em Geração - constituição de hedge térmico com construção
de duas plantas térmicas no Nordeste
36

37. CPFL se consolida como um dos principais players privados no segmento
de geração e diversifica sua matriz energética
Posição da CPFL no ranking1 de geradoras privadas no Brasil
2.769 MW
2.511 MW
2.396 MW +59,4%
1.737 MW Parque Eólico
UTE Biomassa Pedra
UTE Biomassa Baía Form.
UHE Foz do Chapecó UTE Biomassa Buriti Hídrico
Hídrico UTE Biomassa Baldin Biomassa 77%
UTE Biomassa Ipê e Eólica
98% UTEs EPASA 15%
Térmico
8%
Térmico
2%
+ =
Plano Total
Biomassa, Eólica e PCH UHE
Estratégico 5.269 MW
2014 1.000 MW 1.500 MW
+90%
1) Desconsidera parte relacionada à interconexão Energética Garabi I e II e Uruguaiana. Fornecimento interrompido em 2005 2) Demanda estimada pela CPFL
37
Nota: Ranking considera demais players com potência atual

38. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos Plano Estratégico
anos (acima de 5%) CPFL
Expansão da capacidade instalada: Expansão em
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz Geração
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa) Expansão em
– Gás como alternativa térmica Distribuição
Planejamento – Orgânico
– Redes Particulares
Cenário Regulatório – Cooperativas
Estratégico – Aquisições
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo: Comercialização de
– Preço, não custo energia
– Incentivo a eficiência Novos produtos e
– Transparente e reprodutível serviços
Vencimento das concessões
38

39. Expansão em Distribuição - Crescimento orgânico
Vendas na Área de Concessão (GWh)1
CAGR = 6,1% a.a.
TUSD
Cativo 49.033 48.799
46.475
41.363 +9,3% Crescimento forte e
38.498 11.710 10.978
36.364 11.230
9.585 sustentado do
3.288 7.263
23.642 25.841 mercado, acima da
5.407 6.238 média nacional
35.245 37.323 37.821
33.076 31.235 31.778
18.596 19.602
2004 2005 2006 2007 2008 2009 1S09 1S10
Evolução do Nº de Clientes (Milhões)
7,4
7,0
6,4 6,6
6,3
5,6 5,7
5,5
CAGR 2004-2010:
4,1% a.a.
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010(e) 2014(e)
39 1) Exclui transações entre empresas do grupo (critério contábil de consolidação), CCEE e vendas de geração (exceto para Mercado Livre)

40. Expansão em Distribuição - Crescimento orgânico
Extensão de rede (mil Km) Subestações e Transformadores (MVA)
Subestações Transformadores
205,4 206,6 CAGR: 6,6%
202,6
198,9 242.840 246.745
222.609 233.609
185.310 196.022
CAGR
178,2 4,2% CAGR: 4,6%
171,8
12.356 12.423 12.502 12.659
10.358 10.459
2005 2006 2007 2008 2009 jun/10 2005 2006 2007 2008 2009 jun/10
Investimentos em Distribuição (R$ milhões)
Manutenção
Expansão
Distribuição
1.057
961 936 893 2010-2014 (e):
746 761
586 512 516
R$ 4,6 bilhões
497
370 445 88% de RAB
376 470 448 420 396
316
2009 2010e 2011e 2012e 2013e 2014e
40 Fonte: LCA

41. Expansão em Distribuição – Redes Particulares e Cooperativas
Incorporação de redes particulares Cooperativas
Km rede Investimento BRR Cooperativas Investimento BRR
37 mil R$ 387 MM R$ 310 21 R$ 1,3 bi R$ 0,6 bi
7% da 13% da
BRR BRR
Sul
Estimado
Realizado
Empresa Físico Contábil (R$ Milhões) Início
(km) (R$ Milhões)
CPFL Paulista 31.237 340,3 13,1 Jan/10
RGE 2.366 14,7 0 Ago/10
CPFL Santa Cruz 1.158 14,4 0 Set/10
CPFL Sul Paulista 2.964 18,1 0 Out/10
Sudeste
Total 37.725 387,5 13,1 -----
41

42. Expansão em Distribuição – Aquisições
• Modelo atual exige: Número de empresas com
• Qualidade
concessão vencendo em 2015
• Modicidade
• Universalização
8 14 no Sudeste
grandes 34
• Demandando: pequenas 11 no Sul
• Investimentos em tecnologia
- Padronização e automação
(COS, SAP etc.)
17
- Inovação (smart grid) estatais
• Capacidade financeira
25
• Escala na busca por eficiência privadas
WACC real
11,26% 9,95%
Desafio
' Maior rentabilidade com
Redução da remuneração
eficiência e escala
regulatória
Privatização 2003 2008 2013
42

43. Expansão em Distribuição - Aquisições
Mercado ainda muito pulverizado - com 64 distribuidoras - permite movimento de
consolidação como forma de geração de valor e modicidade tarifária
Países com regulação mais madura:
3 maiores players tem 60-80% do mercado
99%
88% 85%
67%
60% 56%
50%
34% 32%
Portugal França Espanha Áustria UK Hungria Alemanha Brasil Polônia
(Sudeste)
Brasil
3 maiores distribuidoras
detém 34% do mercado
43 Fonte: CPFL; Roland Berger
43

44. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos Plano Estratégico
anos (acima de 5%) CPFL
Expansão da capacidade instalada: Expansão em
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz Geração
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa) Expansão em
– Gás como alternativa térmica Distribuição
Planejamento – Orgânico
– Redes Particulares
Cenário Regulatório – Cooperativas
Estratégico – Aquisições
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo: Comercialização de
– Preço, não custo energia
– Incentivo a eficiência Novos produtos e
– Transparente e reprodutível serviços
Vencimento das concessões
44

45. Comercialização de energia - Perspectivas
Cliente competitivo – Normal - MWmédios
+648%
-9% +38% 3a4
-13%
+583% 9.235 8.413
10.121 GWmédios
7.353 potencialmente
livres
1.353
2003 2007 2008 2009 2010
Cliente competitivo – Especial - MWmédios Leilões de ajuste - MWmédios
SE/CO
+15,2% 984
Sul
3.726
3.217
1.540 1.755
165 98
2010 2014 2007 2008 2009
45

46. Cenários de Planejamento Estratégico
Cenário de Oferta e Demanda
Aumento do consumo de energia:
– Crescimento do PIB em 2010 (7%) e nos próximos Plano Estratégico
anos (acima de 5%) CPFL
Expansão da capacidade instalada: Expansão em
– Hidrelétricas na base da expansão da matriz Geração
Cenários de
– Diversificação da matriz (eólica, biomassa) Expansão em
– Gás como alternativa térmica Distribuição
Planejamento – Orgânico
– Redes Particulares
Cenário Regulatório – Cooperativas
Estratégico – Aquisições
Consolidação do processo de Revisão Tarifária
para o 3º Ciclo: Comercialização de
– Preço, não custo energia
– Incentivo a eficiência Novos produtos e
– Transparente e reprodutível serviços
Vencimento das concessões
46

47. Novos produtos e serviços
Unidades de negócios
Receita Bruta – R$ MM
~400% 400-500
Serviços de Valor CPFL
Agregado Total
89
CPFL Atende 2009 2014(e)
Serviços de valor agregado – SVA
• Construção de linhas de transmissão
• Construção de subestações
• Recuperação de transformadores de potencia e distribuição
• Recuperação de equipamentos e ferramentas 15 KV
• Aluguel e Venda de Geradores
Redes de energia Sistemas de medição Redes de Telefonia, TV à Cabo,
Outros serviços
subterrâneas gridstream Internet e Segurança (Rede PON)
47

48. IV Encontro
com Investidores
CPFL Energia
Resultados 2T10 e
Perspectivas
Wilson Ferreira Júnior
Presidente da CPFL Energia
Ética, transparência, sustentabilidade.
Cada ação faz a diferença
48