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Resultados 3T16
Disclaimer
2
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,
as condições de mercado e os 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.
Destaques 3T16
3
1) Excluindo um grande cliente A1, cuja redução da demanda não
impacta a parcela B; 2)Visão gerencial; 3) Exclui receita de construção;
4) Saldo ajustado pelas obrigações especiais; 5) Considera os
investimentos em transmissão, no montante de R$ 39 milhões.
 Redução da carga medida na área de concessão (-2,3%)
 Manutenção da demanda contratada: +0,6% Fora Ponta e +1,3% Ponta (set/16 x set/15)1
 Redução de 5,6% na Receita Líquida2,3 e aumento de 2,0% no EBITDA2
 Reajuste tarifário da CPFL Piratininga, em out/16, com um efeito médio de -24,18%
a ser percebido pelos consumidores; o impacto do aumento da parcela B foi de +9,60%
 Saldo de CVA: passagem de um ativo financeiro setorial de R$ 170 milhões em jun/16
para um passivo financeiro setorial de R$ 388 milhões em set/164
 Investimentos de R$ 649 milhões5
 Dívida líquida de R$ 11,4 bilhões e alavancagem de 3,07x Dívida Líquida/EBITDA2
 Entrada em operação de 83 UGs dos complexos eólicos Campo dos Ventos e
São Benedito (174,3 MW) até nov/16
 Início da administração da CPFL na RGE Sul, considerando a conclusão da
aquisição da distribuidora em 31/out
 Venda da CPFL Energia para a State Grid: anúncio da decisão
de venda das participações societárias da Previ e
Bonaire (acompanhando a Camargo Corrêa) –
transação pendente de aprovação da Aneel
 MP 735 foi aprovada pela Câmara e pelo Senado
e aguarda sanção presidencial
LTM 3T15 LTM 3T163T15 3T16
4 1) Ajustado por consolidação proporcional dos ativos de geração, variação cambial de Itaipu e itens não recorrentes; 2) Desconsidera EBITDA da holding.
Total: R$ 985 milhões
 EBITDA por segmento2 | 3T16 | R$ milhões
 Distribuição | R$ milhões
 Geração Convencional | R$ milhões
 Geração Renovável | R$ milhões Comercialização & Serviços | R$ milhões
Geração Convencional
35%
Comercialização e Serviços
8%
Distribuição
39%
Renováveis
18%
-12,3%
-7,4%
3T15 3T16
6,8%
LTM 3T15 LTM 3T16
5,2%
3T15 3T16
111,6%
LTM 3T15 LTM 3T16
22,4%
3T15 3T16
10,6%
LTM 3T15 LTM 3T16
11,7%
Destaques 3T16 | EBITDA Gerencial1
5
Vendas de energia no 3T16
 Vendas na área
de concessão4 | GWh
13.749 13.454
+0,8%
Cliente Livre Cativo
-2,1%
-3,3%
 Vendas por classe
de consumo4 | GWh
Resid.
-3,3%
-4,9% +2,8%
Comerc. Indust. Demais3T15
-0,1%
3T16
-4,2%
Cliente Livre Cativo
6.340 6.195
+2,5%
 Carga na área de
concessão3,4 | MW médios
-2,3%
 Perfil do Mercado na
área de concessão | 3T16
 Redução da carga medida na área de concessão (-2,3%)
 Classe Residencial estável e classe Comercial recuando (3,3%)
 Desaceleração do ritmo de crescimento de novas ligações (2,8%
no 3T15 vs 1,9% no 3T16)
 Manutenção da demanda contratada: +0,6% Fora Ponta e +1,3%
Ponta (set/16 x set/15)¹
 Perdas2: de 8,32% no 3T15 e 9,01% no 2T16 para 8,93% no
3T16 (alteração no mix de mercado, aumento do número de cortes)
Destaques do Período
1) Excluindo um grande cliente A1, cuja redução da demanda não impacta a parcela B; 2) Os valores reportados foram adequados ao critério ANEEL (carga dos clientes A1 são expurgados da
conta); 3) Carga líquida de perdas; 4) Se desconsiderar o consumo de um grande consumidor do setor siderúrgico a carga na área de concessão foi: -0,9%; Cliente livre: +8,3%; Vendas na
área de concessão: -0,7%, Cliente livre: +6,5% e Classe industrial: -1,4%.
-2,1%
Inadimplência 3T16
6 1) PDD/Receita de Fornecimento
 Evolução da PDD | % da Receita Bruta1  Ações de cobrança | Cortes (em milhares)
 Total de Contas de Energia em atraso | em %
faturamento LTM3T16
 Total de Contas de Energia em atraso | em
% faturamento LTM3T16 (por distribuidora)
1,01%
0,76%
0,59%
1,25%
1,07%
0,65%
Média =0,55%
Destaques do Período  Capacidade Instalada | 3T16 (%)
Geração: Performance no 3T16
7
Total: 3.192 MW
 Situação hidrológica desfavorável no Norte e Nordeste
 Entrada em operação de 83 UGs dos complexos eólicos Campo dos
Ventos e São Benedito (174,3 MW) até nov/16
 GSF 3T16: R$ 4 milhões vs. GSF 3T15: R$ 53 milhões
 Exposição remanescente ao GSF: 12% do parque hídrico da
Companhia UHE
UTE
PCH
BIO
EOL
1) PLD médio do submercado SE/CO
 Nível de reservatórios no SIN | %
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2001 2013 2014 2015 2016
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2001 2013 2014 2015 2016
 Nível de reservatórios no Nordeste | %
06/novembro
(atual): 33,1%
06/novembro
(atual): 10,2%
PLD¹ no período:
3T16: R$ 115,4/MWh | 2T16: R$ 62,2/MWh | 3T15: R$ 204,1/MWh
EBITDA Lucro Líquido
3T15 3T16 3T15 3T16
Consolidação Proporcional da Geração (A) 60 93 12 34
Variação Cambial de Itaipu (B) 119 3
GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis)2
63 44
Itens Não Recorrentes (C) 63 44
Total (A+B+C) 115 90 32 34
Resultados 3T16
8
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹
3T16
R$ 269
milhões
3T15
R$ 280
milhões
3T16
R$ 1.075
milhões
3T15
R$ 1.080
milhões
3T16
R$ 4.412
milhões
3T15
R$ 4.715
milhões
-6,4%
R$ 303 milhões
3T16
R$ 235
milhões
3T15
R$ 312
milhões
3T16
R$ 985
milhões
3T15
R$ 965
milhões
3T16
R$ 4.263
milhões
3T15
R$ 4.516
milhões
IFRS
Consolidação Proporcional
da Geração + Variação
Cambial de Itaipu + Itens
Não Recorrentes
2,0%
R$ 20 milhões
-5,6%
R$ 253 milhões
1) Exclui Receita de Construção; 2) Líquido de efeito da estratégia de sazonalização.
-3,9%
R$ 11 milhões
-24,8%
R$ 77 milhões
-0,5%
R$ 5 milhões
Resultados 3T16
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Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹
3T16
R$ 269
milhões
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R$ 280
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3T16
R$ 1.075
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-6,4%
R$ 303 milhões
3T16
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3T15
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3T15
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3T16
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milhões
3T15
R$ 4.516
milhões
IFRS
Consolidação Proporcional
da Geração + Variação
Cambial de Itaipu + Itens
Não Recorrentes
2,0%
R$ 20 milhões
-5,6%
R$ 253 milhões
1) Exclui Receita de Construção.
EBITDA:
Comercialização e Serviços: +R$ 43 milhões
• Receita de indenização contratual (ACL - CPFL
Brasil/CPFL Renováveis) (+R$ 22 milhões)
• Serviços manutenção Transm./Distrib. (+R$ 10 milhões)
• Serviços de TI (+R$ 5 milhões)
Geração Convencional: +R$ 23 milhões
• Reajuste de preço dos contratos
Geração Renovável: +R$ 17 milhões
• Entrada de novos projetos
• Maior geração de eólicas (+17,8%; +193,5 GWh)
Principais Efeitos Observados EBITDA:
Distribuição: -R$ 54 milhões
• Desempenho da carga na área de concessão (-2,3%)
• Reforço nas ações de cobrança e na manutenção de
redes (-R$ 15 milhões)
• Devolução de ganhos extraordinários de parcela A /
aumento de perdas (-R$ 32 milhões)
Lucro Líquido:
Resultado Financeiro: -R$ 133 milhões
• Efeito na marcação a mercado - operações 4.131 - não
caixa (-R$ 77 milhões)
• Recomposição da base de remuneração da CPFL
Piratininga no 3T15 - aplicação 4CRTP (-R$ 72 milhões)
-3,9%
R$ 11 milhões
-24,8%
R$ 77 milhões
-0,5%
R$ 5 milhões
3.399 3.736 3.584 3.577 3.764 3.725
EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
Nominal
Real
1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 4) Dívida financeira (-) hedge
 Alavancagem1 l R$ bilhões
 Custo da dívida bruta3,4 l últimos 12 meses  Composição da dívida bruta
por indexador | 3T161,4
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
CDI
Pré-
fixado
TJLP
Endividamento | Controle de covenants financeiros
10
Caixa Curto Prazo 2017 2018 2019 2020 2020+
5.246
2.363
368
4.954
4.087
1.711
2.848
Perfil da dívida | 30/set/2016
1) Considera o principal da dívida incluindo hedge.; 2) Critério Covenants; 3) Considera amortização de outubro/2016 a setembro/2017
 Cronograma de amortização da dívida1,2 l set/16 | R$ milhões
3
Cobertura do caixa:
2,22x amortizações
de curto-prazo (12M)
Prazo médio: 3,23 anos
Curto-prazo (12M): 14,5% do total
11
Entrada em
operação em
2016-2020(e)
131 MW
de capacidade
instalada
71
MWmédios
de energia
assegurada
1) Entrada em operação até dezembro de 2016; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Moeda Constante (set/16).
Complexo Campo dos Ventos e
Complexo São Benedito
Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II
Entrada Operação 20161 20182 2020
Capacidade Instalada 231,0 MW 48,3 MW 26,5 MW
Energia Assegurada 125,2 MWmédios 26,1 MWmédios 14,8 MWmédios
PPA3 ACL 20 anos
18º LEN 2014
R$ 147,24/MWh até 2037
21º LEN 2015
R$ 228,67/MWh
até 2049
Financiamento
BNDES
(aprovado)
BNDES
(em análise)
BNDES
(em análise)
12
Projetos de Crescimento: Geração | Projetos Greenfield
Entrada em operação de
83 aerogeradores (174,3
MW) até novembro/16
Projetos de Crescimento | Crescimento sinérgico com a RGE Sul
13
 Consolidação dos Resultados
• Balanço a partir de 31/out/16
• DRE a partir de 01/nov/16
 Primeira etapa – Desenvolvimento do Plano de Integração
• Etapa de diagnóstico e execução do Plano de Integração
• Compartilhamento das melhoras práticas, processos e
tecnologias adotadas nas distribuidoras do Grupo CPFL, bem
como da RGE Sul para as demais empresas
• Plano de ação de melhoria na qualidade dos serviços
estabelecido pela ANEEL
 Reestruturação da dívida: emissão de debêntures no
valor de R$ 1,1 bilhão (Custo: 114,50% do CDI e prazo de 4
anos)
 Funding para aquisição: emissão de debêntures na CPFL
Energia (R$ 620 milhões) e na CPFL Brasil (R$ 400 milhões)
(Custo: 114,50% do CDI e prazo de 4 anos)
 Conclusão da operação de aquisição da AES Sul
 Alteração da razão social para RGE Sul Distribuidora de
Energia S.A.
 Eleição dos novos membros do Conselho de
Administração e da Diretoria Executiva
Previsão de
conclusão do Plano
de Integração:
Dezembro/17
Passos concluídos:
Próximos passos:
Data da RTP: Abril/18
14 1) % de ações vinculadas dos acionistas controladores.
Conclusão
da
Transação
Decisão de
acompanhar
Previ
23/set/16
Bonaire
28/set/16
Extensão
da
proposta à
Previ
e Bonaire
R$ 25,00/ação
23,0% 19,3% 11,0%
15,1%23,6% 29,4%
Free
Float
31,9%
Assinatura
do SPA
Proposta
State Grid
Due
diligence
Status atual
Condições precedentes:
Aprovação
ANEEL
Proposta para
aquisição da
totalidade de
participação
societária vinculada
ao bloco de controle
Aquisição da
participação da
Camargo Correa
(cerca de 23,6%
do total da CPFL
Energia)
01/jul/16
Total
Vinculadas1
02/set/16
Prazo de
30 dias02/set/16
Aprovado
pelo CADE
em
15/set/16
Estrutura Societária | Transação State Grid
3T15 3T16
23,4
41,8
16,4
17,6
15,1% 13,7%
2,1%
Fonte: Economática; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/09/16
 Volume médio diário na
BM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões
59,4
Bovespa NYSE Nº médio diário de
negócios na BM&FBovespa
 Desempenho das ações
na BM&FBovespa | 3T161,2
 Desempenho dos ADRs na NYSE | 3T161,2
6.135 6.020
 CPFL Energia presente nos principais índices
15
39,8
CPL
Dow Jones
Index
Dow Jones
Br20
Desempenho das ações
Entrada em janeiro/16
CPFE3 IEE IBOV
17,5% 17,9%
13,3%
49,2%
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Apresentação de Resultados 3T16 - CPFL Energia

  • 2. Disclaimer 2 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, as condições de mercado e os 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.
  • 3. Destaques 3T16 3 1) Excluindo um grande cliente A1, cuja redução da demanda não impacta a parcela B; 2)Visão gerencial; 3) Exclui receita de construção; 4) Saldo ajustado pelas obrigações especiais; 5) Considera os investimentos em transmissão, no montante de R$ 39 milhões.  Redução da carga medida na área de concessão (-2,3%)  Manutenção da demanda contratada: +0,6% Fora Ponta e +1,3% Ponta (set/16 x set/15)1  Redução de 5,6% na Receita Líquida2,3 e aumento de 2,0% no EBITDA2  Reajuste tarifário da CPFL Piratininga, em out/16, com um efeito médio de -24,18% a ser percebido pelos consumidores; o impacto do aumento da parcela B foi de +9,60%  Saldo de CVA: passagem de um ativo financeiro setorial de R$ 170 milhões em jun/16 para um passivo financeiro setorial de R$ 388 milhões em set/164  Investimentos de R$ 649 milhões5  Dívida líquida de R$ 11,4 bilhões e alavancagem de 3,07x Dívida Líquida/EBITDA2  Entrada em operação de 83 UGs dos complexos eólicos Campo dos Ventos e São Benedito (174,3 MW) até nov/16  Início da administração da CPFL na RGE Sul, considerando a conclusão da aquisição da distribuidora em 31/out  Venda da CPFL Energia para a State Grid: anúncio da decisão de venda das participações societárias da Previ e Bonaire (acompanhando a Camargo Corrêa) – transação pendente de aprovação da Aneel  MP 735 foi aprovada pela Câmara e pelo Senado e aguarda sanção presidencial
  • 4. LTM 3T15 LTM 3T163T15 3T16 4 1) Ajustado por consolidação proporcional dos ativos de geração, variação cambial de Itaipu e itens não recorrentes; 2) Desconsidera EBITDA da holding. Total: R$ 985 milhões  EBITDA por segmento2 | 3T16 | R$ milhões  Distribuição | R$ milhões  Geração Convencional | R$ milhões  Geração Renovável | R$ milhões Comercialização & Serviços | R$ milhões Geração Convencional 35% Comercialização e Serviços 8% Distribuição 39% Renováveis 18% -12,3% -7,4% 3T15 3T16 6,8% LTM 3T15 LTM 3T16 5,2% 3T15 3T16 111,6% LTM 3T15 LTM 3T16 22,4% 3T15 3T16 10,6% LTM 3T15 LTM 3T16 11,7% Destaques 3T16 | EBITDA Gerencial1
  • 5. 5 Vendas de energia no 3T16  Vendas na área de concessão4 | GWh 13.749 13.454 +0,8% Cliente Livre Cativo -2,1% -3,3%  Vendas por classe de consumo4 | GWh Resid. -3,3% -4,9% +2,8% Comerc. Indust. Demais3T15 -0,1% 3T16 -4,2% Cliente Livre Cativo 6.340 6.195 +2,5%  Carga na área de concessão3,4 | MW médios -2,3%  Perfil do Mercado na área de concessão | 3T16  Redução da carga medida na área de concessão (-2,3%)  Classe Residencial estável e classe Comercial recuando (3,3%)  Desaceleração do ritmo de crescimento de novas ligações (2,8% no 3T15 vs 1,9% no 3T16)  Manutenção da demanda contratada: +0,6% Fora Ponta e +1,3% Ponta (set/16 x set/15)¹  Perdas2: de 8,32% no 3T15 e 9,01% no 2T16 para 8,93% no 3T16 (alteração no mix de mercado, aumento do número de cortes) Destaques do Período 1) Excluindo um grande cliente A1, cuja redução da demanda não impacta a parcela B; 2) Os valores reportados foram adequados ao critério ANEEL (carga dos clientes A1 são expurgados da conta); 3) Carga líquida de perdas; 4) Se desconsiderar o consumo de um grande consumidor do setor siderúrgico a carga na área de concessão foi: -0,9%; Cliente livre: +8,3%; Vendas na área de concessão: -0,7%, Cliente livre: +6,5% e Classe industrial: -1,4%. -2,1%
  • 6. Inadimplência 3T16 6 1) PDD/Receita de Fornecimento  Evolução da PDD | % da Receita Bruta1  Ações de cobrança | Cortes (em milhares)  Total de Contas de Energia em atraso | em % faturamento LTM3T16  Total de Contas de Energia em atraso | em % faturamento LTM3T16 (por distribuidora) 1,01% 0,76% 0,59% 1,25% 1,07% 0,65% Média =0,55%
  • 7. Destaques do Período  Capacidade Instalada | 3T16 (%) Geração: Performance no 3T16 7 Total: 3.192 MW  Situação hidrológica desfavorável no Norte e Nordeste  Entrada em operação de 83 UGs dos complexos eólicos Campo dos Ventos e São Benedito (174,3 MW) até nov/16  GSF 3T16: R$ 4 milhões vs. GSF 3T15: R$ 53 milhões  Exposição remanescente ao GSF: 12% do parque hídrico da Companhia UHE UTE PCH BIO EOL 1) PLD médio do submercado SE/CO  Nível de reservatórios no SIN | % jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 2001 2013 2014 2015 2016 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 2001 2013 2014 2015 2016  Nível de reservatórios no Nordeste | % 06/novembro (atual): 33,1% 06/novembro (atual): 10,2% PLD¹ no período: 3T16: R$ 115,4/MWh | 2T16: R$ 62,2/MWh | 3T15: R$ 204,1/MWh
  • 8. EBITDA Lucro Líquido 3T15 3T16 3T15 3T16 Consolidação Proporcional da Geração (A) 60 93 12 34 Variação Cambial de Itaipu (B) 119 3 GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis)2 63 44 Itens Não Recorrentes (C) 63 44 Total (A+B+C) 115 90 32 34 Resultados 3T16 8 Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ 3T16 R$ 269 milhões 3T15 R$ 280 milhões 3T16 R$ 1.075 milhões 3T15 R$ 1.080 milhões 3T16 R$ 4.412 milhões 3T15 R$ 4.715 milhões -6,4% R$ 303 milhões 3T16 R$ 235 milhões 3T15 R$ 312 milhões 3T16 R$ 985 milhões 3T15 R$ 965 milhões 3T16 R$ 4.263 milhões 3T15 R$ 4.516 milhões IFRS Consolidação Proporcional da Geração + Variação Cambial de Itaipu + Itens Não Recorrentes 2,0% R$ 20 milhões -5,6% R$ 253 milhões 1) Exclui Receita de Construção; 2) Líquido de efeito da estratégia de sazonalização. -3,9% R$ 11 milhões -24,8% R$ 77 milhões -0,5% R$ 5 milhões
  • 9. Resultados 3T16 9 Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ 3T16 R$ 269 milhões 3T15 R$ 280 milhões 3T16 R$ 1.075 milhões 3T15 R$ 1.080 milhões 3T16 R$ 4.412 milhões 3T15 R$ 4.715 milhões -6,4% R$ 303 milhões 3T16 R$ 235 milhões 3T15 R$ 312 milhões 3T16 R$ 985 milhões 3T15 R$ 965 milhões 3T16 R$ 4.263 milhões 3T15 R$ 4.516 milhões IFRS Consolidação Proporcional da Geração + Variação Cambial de Itaipu + Itens Não Recorrentes 2,0% R$ 20 milhões -5,6% R$ 253 milhões 1) Exclui Receita de Construção. EBITDA: Comercialização e Serviços: +R$ 43 milhões • Receita de indenização contratual (ACL - CPFL Brasil/CPFL Renováveis) (+R$ 22 milhões) • Serviços manutenção Transm./Distrib. (+R$ 10 milhões) • Serviços de TI (+R$ 5 milhões) Geração Convencional: +R$ 23 milhões • Reajuste de preço dos contratos Geração Renovável: +R$ 17 milhões • Entrada de novos projetos • Maior geração de eólicas (+17,8%; +193,5 GWh) Principais Efeitos Observados EBITDA: Distribuição: -R$ 54 milhões • Desempenho da carga na área de concessão (-2,3%) • Reforço nas ações de cobrança e na manutenção de redes (-R$ 15 milhões) • Devolução de ganhos extraordinários de parcela A / aumento de perdas (-R$ 32 milhões) Lucro Líquido: Resultado Financeiro: -R$ 133 milhões • Efeito na marcação a mercado - operações 4.131 - não caixa (-R$ 77 milhões) • Recomposição da base de remuneração da CPFL Piratininga no 3T15 - aplicação 4CRTP (-R$ 72 milhões) -3,9% R$ 11 milhões -24,8% R$ 77 milhões -0,5% R$ 5 milhões
  • 10. 3.399 3.736 3.584 3.577 3.764 3.725 EBITDA ajustado1,2 R$ milhões Nominal Real 1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 4) Dívida financeira (-) hedge  Alavancagem1 l R$ bilhões  Custo da dívida bruta3,4 l últimos 12 meses  Composição da dívida bruta por indexador | 3T161,4 Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 CDI Pré- fixado TJLP Endividamento | Controle de covenants financeiros 10
  • 11. Caixa Curto Prazo 2017 2018 2019 2020 2020+ 5.246 2.363 368 4.954 4.087 1.711 2.848 Perfil da dívida | 30/set/2016 1) Considera o principal da dívida incluindo hedge.; 2) Critério Covenants; 3) Considera amortização de outubro/2016 a setembro/2017  Cronograma de amortização da dívida1,2 l set/16 | R$ milhões 3 Cobertura do caixa: 2,22x amortizações de curto-prazo (12M) Prazo médio: 3,23 anos Curto-prazo (12M): 14,5% do total 11
  • 12. Entrada em operação em 2016-2020(e) 131 MW de capacidade instalada 71 MWmédios de energia assegurada 1) Entrada em operação até dezembro de 2016; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Moeda Constante (set/16). Complexo Campo dos Ventos e Complexo São Benedito Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II Entrada Operação 20161 20182 2020 Capacidade Instalada 231,0 MW 48,3 MW 26,5 MW Energia Assegurada 125,2 MWmédios 26,1 MWmédios 14,8 MWmédios PPA3 ACL 20 anos 18º LEN 2014 R$ 147,24/MWh até 2037 21º LEN 2015 R$ 228,67/MWh até 2049 Financiamento BNDES (aprovado) BNDES (em análise) BNDES (em análise) 12 Projetos de Crescimento: Geração | Projetos Greenfield Entrada em operação de 83 aerogeradores (174,3 MW) até novembro/16
  • 13. Projetos de Crescimento | Crescimento sinérgico com a RGE Sul 13  Consolidação dos Resultados • Balanço a partir de 31/out/16 • DRE a partir de 01/nov/16  Primeira etapa – Desenvolvimento do Plano de Integração • Etapa de diagnóstico e execução do Plano de Integração • Compartilhamento das melhoras práticas, processos e tecnologias adotadas nas distribuidoras do Grupo CPFL, bem como da RGE Sul para as demais empresas • Plano de ação de melhoria na qualidade dos serviços estabelecido pela ANEEL  Reestruturação da dívida: emissão de debêntures no valor de R$ 1,1 bilhão (Custo: 114,50% do CDI e prazo de 4 anos)  Funding para aquisição: emissão de debêntures na CPFL Energia (R$ 620 milhões) e na CPFL Brasil (R$ 400 milhões) (Custo: 114,50% do CDI e prazo de 4 anos)  Conclusão da operação de aquisição da AES Sul  Alteração da razão social para RGE Sul Distribuidora de Energia S.A.  Eleição dos novos membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva Previsão de conclusão do Plano de Integração: Dezembro/17 Passos concluídos: Próximos passos: Data da RTP: Abril/18
  • 14. 14 1) % de ações vinculadas dos acionistas controladores. Conclusão da Transação Decisão de acompanhar Previ 23/set/16 Bonaire 28/set/16 Extensão da proposta à Previ e Bonaire R$ 25,00/ação 23,0% 19,3% 11,0% 15,1%23,6% 29,4% Free Float 31,9% Assinatura do SPA Proposta State Grid Due diligence Status atual Condições precedentes: Aprovação ANEEL Proposta para aquisição da totalidade de participação societária vinculada ao bloco de controle Aquisição da participação da Camargo Correa (cerca de 23,6% do total da CPFL Energia) 01/jul/16 Total Vinculadas1 02/set/16 Prazo de 30 dias02/set/16 Aprovado pelo CADE em 15/set/16 Estrutura Societária | Transação State Grid
  • 15. 3T15 3T16 23,4 41,8 16,4 17,6 15,1% 13,7% 2,1% Fonte: Economática; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/09/16  Volume médio diário na BM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões 59,4 Bovespa NYSE Nº médio diário de negócios na BM&FBovespa  Desempenho das ações na BM&FBovespa | 3T161,2  Desempenho dos ADRs na NYSE | 3T161,2 6.135 6.020  CPFL Energia presente nos principais índices 15 39,8 CPL Dow Jones Index Dow Jones Br20 Desempenho das ações Entrada em janeiro/16 CPFE3 IEE IBOV 17,5% 17,9% 13,3% 49,2%
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