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Resultados 2T14
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.
Disclaimer
Nível de armazenamento e evolução da ENA
10
20
30
40
50
60
70
ENA SE/CO MLT
 Nível de reservatórios no SIN | %
27.1
23.2 23.4 23.6
31.9
42.6
42.9 38.5 40.4
43.0 42.0 43.2 40.4
35.0
0
20
40
60
80
100
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2001
2002
2008
2009
2012
2013
Prev. ONS
13/ago (real):
38,2%
 Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios
3
 ENA do período seco em 2014 |
% MLT
Mai Jun Jul Ago1
Média
SE/CO 76% 102% 86% 87% 86%
Sul 135% 423% 151% 81% 197%
SIN 85% 164% 100% 81% 107%
1) RV2 - ONS
Evolução da carga no SIN | Redução da carga contribui para a
preservação do nível dos reservatórios
4 1) Fonte: ONS/EPE
66.0
68.0
68.3
66.1
64.3
63.7 63.9
65.3 65.8
66.5 66.5
65.6
67.9
69.9
66.3
64.7
62.8
60.8
61.7
63.1 63.8
64.9
65.8 65.2
Previsão Carga ONS/EPE
Realizada/Estimada
Revisão - Previsão Carga ONS/EPE
-0.7%
-1.3%
-0.6% -0.1%
0.4%
1.4%
2.2%
Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 Jul-14 Aug-14 Sep-14 Oct-14 Nov-14 Dec-14
2.9% 2.7%
-2.8% -2.1% -2.4%
-4.6%
-3.4%
 Evolução da
Carga do SIN
em 2014
 Desvios
 Impacto acumulado
dos desvios de
carga no
armazenamento
do SIN
Despacho térmico e entrada em operação de
nova capacidade instalada
5
Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14
73
454 377 372
59 102
359
151
197 11050
129
525 270
190
57
Eólica
Térmica
Hidráulica
 Capacidade adicionada em 20142 | MW
123
793
445
902
944
268
Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14
3.5 3.7 3.6 3.5 3.6 3.4
2.0 2.2 2.2 2.2 2.0 2.2
5.8
8.2 8.5 7.9 8.9 8.6
1.3
1.7 1.9 1.8 1.7 1.2
Nordeste
Norte
SE/CO
Sul
12,7
15,416,215,7 16,2 15,3
Média:
15,2 GW
médios
 Despacho de usinas térmicas1 | GW médios
1) Fonte: ONS. 2) Fonte: MME.
1S14
(realizado)
2S14 2015 2016
1,436 1,254
2,564
3,523819
452
1,132
50
1,221
1,434
2,715 3,486
Eólica
Térmica
Hidráulica
Perspectivas
6
15.0%
63.8%
25.0%
73.3%
43.0%
38.5%
40.5%
42.7%
42.0%
43.2%
40.4%
Jan-14
Feb-14
Mar-14
Apr-14
May-14
Jun-14
Jul-14
Aug-14
Sep-14
Oct-14
Nov-14
Dec-14
Jan-15
Feb-15
Mar-15
Apr-15
1) Considera-se: (i) carga prevista pelo ONS/EPE, revista no início de ago/14; (ii) despacho térmico integral reduzido de 15%; (iii) redução da eficiência hidráulica (efeito “fricção”); e (iv) atraso
de 6 meses de eólicas com início de operação a partir de set/14, totalizando 400 MWm de set/14 a dez/14. 2) Considera premissas de atrasos em UHEs e eólicas, além dos já contemplados
pelo ONS. 3) Capacidade restante a ser instalada.
 Entrada de nova capacidade instalada
2014-20162 | MW
ENA
(Dez-Abr):
100%
3.477 3.140
6.411
7.059
 Evolução da energia armazenada no SIN1 | %
Fonte
Capacidade
instalada
(MW)
Entrada
em
operação
Jirau3
hidro 2.925 2014-16
Santo Antonio3
hidro 1.229 2014-16
Santo Antonio do Jari hidro 370 2014
Mauá termo 570 2015
Maranhão III termo 519 2015
Teles Pires hidro 1.820 2016
Colíder hidro 300 2016
Armazenamento ENA mín (ago-nov) Probabilidade
30/nov (%) (%MLT) ENA < ENA mín.
25% 95% 56%
15% 71% 6%
 Principais projetos Cenário CPFL1
• Crescimento de 3,0% (ajustado) nas vendas na área de concessão - residencial
(+7,9%), comercial (+8,2%) e industrial (-3,1%)
• Aporte de Conta ACR no montante de R$ 805 milhões no 2T14, para cobertura de
exposição involuntária e despacho de térmicas
• Reajuste tarifário econômico de 21,82% na RGE, em jun/14
• Comercialização e Serviços - EBITDA de R$ 70 milhões no 2T14
• Investimentos de R$ 280 milhões no 2T14 e de R$ 520 milhões no 1S14
• Manutenção de rating AA+ em escala nacional, com perspectiva estável,
pela Standard & Poor’s, para a CPFL Energia e suas controladas CPFL
Paulista, CPFL Piratininga e RGE
• Valorização das ações da CPFL Energia de 12,7% na BM&FBOVESPA e
de 15,0% na NYSE no 2T14
• Aumento de 6,8% no volume médio diário de negociação das
ações (BM&FBOVESPA + NYSE), atingindo R$ 41,9 milhões no 1S14
• Aumento de 38,0% no número de negócios (BM&FBOVESPA),
atingindo uma média diária de 5.819 no 1S14
• CPFL Paulista foi eleita a melhor empresa do país pelo Guia
Maiores e Melhores da revista Exame no setor de energia
Destaques 2T14
7
8
Vendas de energia no 2T14
2T13 2T14
10,091 10,329
4,394 4,292
14,194
14,621
287
181 (199) 159
Resid.
+8,2% -3,1% +8,1%
+3,0%
Comerc. Indust. Demais2T13 2T14
+7,9%
 Vendas na área de concessão | GWh  Vendas por classe de consumo | GWh
14.485 14.621
-2,3%
TUSD Cativo (Distribuição)
+0,9%
+2,4%
2T13 2T14
9,706 10,329
4,488 4,292
14.194 14.621
-4,4%
+3,0%
+6,4%
Contábil Ajustado1
 Desempenho na área de concessão |
Comparativo por região | %
Brasil 1,3 0,9
Sudeste -0,3 0,5
Sul 4,4 3,3
1) Com ajuste de calendário de faturamento e migração de livres.
 Capacidade instalada de Geração | MW
2T13 2T14
2,234 2,248
726 880
Renováveis
Convencional
2.960 3.127+5,6%
+0,6%
+21,1%
80
85
90
95
100
105
110
Jan/08
Jul/08
Jan/09
Jul/09
Jan/10
Jul/10
Jan/11
Jul/11
Jan/12
Jul/12
Jan/13
Jul/13
Jan/14
• Empregos na indústria2:
-28 mil postos em 2014
• Confiança da indústria3:
-19,9% ante 2011 (84,4pts)
• Produção de veículos4:
-16,8% até jun/14
 Produção industrial Brasil1 | 2012=100
1S14 x 1S13: -2,6%
2T14 x 2T13: -5,4%
1) IBGE. Média móvel de 3 meses, dados dessazonalizados 2) CAGED/MTE 3) FGV 4) ANFAVEA 5) CNI9
Desempenho da indústria
Entraves – Determinantes da competitividade5
Brasil EUA México
Valorização da moeda local vs dólar (2004-2014) 20% - -11%
Crescimento dos salários (2004-2014) 100% 27% 67%
Aumento da produtividade do trabalho (2004-2014) 3% 19% 53%
Crescimento do custo com eletricidade (2004-2014) 90% 30% 55%
Crescimento do preço do gás (2004-2014) 60% -25% -37%
Burocracia (Ranking Doing Business 2014) 116o
4o
53o
Taxa de juros nominal (3 meses-2014) 10,90 0,23 3,80
Carga tributária (2011) 35,3 24,0 19,7
Melhorias visando eficiência, produtividade e competitividadeEntraves
(1) Banco Mundial (2) Secex/MDIC. Desconsidera operações especiais (3) ABDIB (4) BNDES
1. Concessões de infraestrutura e PPPs
2. Desoneração da folha de pagamento (60 setores)
3. Programas de incentivo à educação (Fies, Prouni e Pronatec)
e à inovação (Inova Empresa)
4. Nova Lei dos Portos (2012)
Problemas estruturais na indústria e
perspectivas de longo prazo
10
China
Coréia
Alemanha
OCDE
EUA
Bolívia
Argentina
Brasil
620
670
905
1,070
1,090
1,440
1,650
2,215
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1.8
2.0
2.2 2.3 2.4 2.5
2.7
Hidrelédrica
Eólica
Transmissão
Demais
Total
54.5
43.0
37.6
56.6
191.7
 Investimentos em energia
elétrica 2014-174
R$ bilhões
 Saldo Comercial por fator
agregado2 | US$ bilhões
-150
-100
-50
0
50
100
150
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
 Investimentos em
infraestrutura3
% PIB
 Custo de exportação em 20131
US$/contêiner
Impactos negativos
sobre a atividade
econômica (jun/14 x
mai/14)
Comércio varejista:
• Serasa: -3,2%
• IBGE: -0,7%
Indústria:
• IBGE: -1,4%
• ANFAVEA: -19,9%
1 milhão de
postos de
trabalho gera-
dos, 710 mil
empregos fixos2
Copa do Mundo 2014
1) Governo Federal. 2) Ministério do Turismo. 3) Secretaria da Aviação Civil (SAC). 4) Matriz de Responsabilidades da Copa. 5) Ernst&Young/FGV. 6) LCA Consultores.
11
4 milhões de
turistas
1 milhão de
estrangeiros,
(95% querem
voltar)1
17,8 milhões
de passageiros
nos aeroportos
(+13%)
4,1 milhões
apenas em
Guarulhos3
• Injeção de R$ 26 bi em recursos4
• R$ 8,6 bi em mobilidade urbana
• R$ 6,8 bi em aeroportos - Aumento da capacidade para 67
milhões passageiros/ano (+52%)
• Movimentação de R$ 142 bi no período 2010-14 (efeitos
diretos, indiretos e induzidos)5
• Setores beneficiados: construção civil, alimentos e bebidas,
turismo, serviços
• Impacto de 1% no PIB (com base no observado nos
países-sede das Copas de 1990 a 2010)6
 Estimativas  Chegadas de turistas estrangeiros5
(em milhões)
2010 2011 2012 2013 2014
(e)
2018
(e)
5.2 5.4 5.7
6.1 6.0
7.0
7.5
9.0sem Copa
com Copa
+24,3%
+27,2%
3,6
bilhões de
especta-
dores
• Equipe 24 horas
• 45 pontos-chave
(SEs e TTs)
• 7 cidades da AC
receberam seleções
• R$ 2 milhões em
investimentos
• Plantão das
equipes de campo
 Centro de Monitoramento da Copa  Evolução da carga da CPFL Energia -
MW | 12/06/14 - Brasil X Croácia
 Ampliação do Aeroporto de Viracopos
• Investimento: R$ 2,1 bi1 (novo terminal de passageiros)
• Capacidade: 22 milhões passageiros/ano
A CPFL na Copa do Mundo 2014
12
Valor da produção
(R$ milhões)
Valor Adicionado
(R$ milhões)
Salários
(R$ milhões)
Empregos
1,151
530
169
15.334
492
207
78
4.239
Impactos Diretos Impactos Indiretos
 Impactos econômicos da obra para a área
de concessão | Estimativa CPFL Energia2
1.643
738
247
19.573
16:00
17:00
17:45
18:00
18:45
19:00
4
5
6
7
8
9
10
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
0:00
5/jun
12/jun
1) Investimento previsto para o 1º ciclo. Ao todo serão aplicados R$ 9,5 bi, em 5 ciclos (os próximos estão previstos para 2018, 2024, 2033 e 2038). O aeroporto será preparado para receber 80
milhões de passageiros/ano. 2) Resultado baseado em estudo de P&D realizado pela CPFL Energia em parceria com a Fipe-USP. Considera apenas os benefícios econômicos do 1º ciclo.
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹
1) Exclui Receita de Construção 2) Considera os projetos de geração na sua participação
IFRS
Consolidação Proporcional
Geração2
+ A/P Regulatórios
- Itens Não-Recorrentes
EBITDA Lucro Líquido
2T13 2T14 2T13 2T14
Consolidação proporcional da Geração (A) 32 22 14 18
Ativos e Passivos Regulatórios (B) 26 38 19 37
Exposição MRE e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis) 14 59 13 46
Realocação de Custos com Perdas de Rede Básica – CCEE 12 8
Ajuste do ativo financeiro da concessão 86
Despesas legais e judiciais + parcelamento de ICMS 277 224
Provisão ESS (Geração Convencional e CPFL Renováveis) 11 9
Manutenção de ativos (Epasa) 9 6
Subtotal Não-Recorrentes (C) 311 71 338 54
Total (A+B+C) 369 131 371 110
Resultados 2T14
13
2T14
R$ 145
milhões
2T13
R$ - 134
milhões
2T14
R$ 772
milhões
2T13
R$ 516
milhões
2T14
R$ 3.677
milhões
2T13
R$ 3.339
milhões
10,1%
R$ 338 milhões
49,7%
R$ 256 milhões
R$ 279 milhões
2T14
R$ 255
milhões
2T13
R$ 237
milhões
2T14
R$ 903
milhões
2T13
R$ 885
milhões
2T14
R$ 3.641
milhões
2T13
R$ 3.283
milhões
10,9%
R$ 357 milhões
7,5%
R$ 18 milhões
2,0%
R$ 18 milhões
Total: R$ 1.975 milhões
Aportes de CDE/Conta ACR em 2014
Exposição
involuntária
Alocação insuficiente de quotas da
MP 579 e frustração parcial do leilão
A-1 2013 deixou as distribuidoras
expostas ao PLD
 Janeiro1: R$ 167 milhões
 Fevereiro2: R$ 560 milhões
 Março3: R$ 382 milhões
 Abril4: R$ 264 milhões
 Maio: R$ 97 milhões
 Junho: R$ 61 milhões
Despacho de
térmicas
Hidrologia desfavorável e PLD
elevado mantêm térmicas
despachadas por ordem de mérito
em 2014, sem a devida cobertura
tarifária
Janeiro: Não coberto
 Fevereiro2: R$ 115 milhões
 Março3:R$ 159 milhões
 Abril4: R$ 65 milhões
 Maio: R$ 73 milhões
 Junho: R$ 29 milhões
Cobertura da CDE por meio de repasses mensais
(aporte do Tesouro e Decreto 8.221/14 – Conta ACR)



1) Despacho Aneel 515/14. 2) Despacho Aneel 1.256/14. 3) Despacho Aneel 1.443/14. 4) Despacho Aneel 1.696/14.14
Subtotal: R$ 441 milhões
Subtotal: R$ 1.534 milhões
e
e
e
e




Resultados 2T14 – Gerencial
1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros + Entidade de Previdência Privada ;
4) PLD médio SE/CO15
EBITDA
2T13
Gerencial¹
Receita
Líquida²
Custo
Energia e
Encargos
PMSO
+EPP³
A/P
Regulat.
2T13
EBITDA
2T14
Gerencial¹
Não-Rec.
2T13
Não-Rec.
2T14
EBITDA
2T13
IFRS
EBITDA
2T14
IFRS
A/P
Regulat.
2T14
 EBITDA | R$ Milhões
Consol.
Prop.
2T14
Consol.
Prop.
2T13
Aumento de 10,9% na Receita Líquida2 (R$ 357 milhões)
Distribuição (+ R$ 262 milhões): efeito tarifa (+R$ 202 milhões) e efeito mercado/mix (+R$ 60 milhões)
Geração Convencional (R$ 138 milhões), CPFL Renováveis (R$ 24 milhões)
Comercialização e Serviços (R$ 68 milhões)
Aumento de 12,5% no Custo com Energia e Encargos (R$ 235 milhões)
Distribuição (R$ 285 milhões), Geração Convencional (R$ 32 milhões) e CPFL Renováveis (R$ 17 milhões)
Comercialização e Serviços (R$ 99 milhões)
Aumento de 22,4% nas despesas de PMSO (R$ 113 milhões)
Aquisição de óleo para despacho térmico da EPASA (R$ 73 milhões)
Aumento de Despesas com Pessoal (R$ 25 milhões)
PMSO Serviços (R$ 13 milhões)
Entidade de Previdência Privada (R$ 8 milhões)
R$/US$
PLD (R$/MWh)4
2T13 2T14
249,53
2,07 2,23
680,82
∆ ACR 2014/CDE 2013:
R$ 742 milhões
516 26
311 32 885
357 (235)
(104)
903 22 71 38 772
+2,0%
PMSO 1S14 Gerencial
16
2011 2012 2013 12M2T14
591 589 584 623
815 787 769 810
P
MSO
2011 2012 2013 12M2T14
685 646 603 623
946 863 795 810
R$ 198 milhões
(-12,1%)
1.4331.5091.631
IGPM: 16,0%
Comparação com 2012 e 2013
1.406 1.376 1.353
1.433
1.398
Custos Gerenciáveis | PMSO gerencial real 2014 x 2011
Redução de PMSO em 12,1% (R$ 198 milhões) em bases reais
• Redução de Pessoal em 9,1% (R$ 62 milhões)
• Redução de MSO em 14,3% (R$ 135 milhões)
P
MSO
1) Valores de jun/14. Variação do IGP-M no período 2014 x 2011= 16,0%; 2014x2012 = 9,7% e 2014 x 2013 = 3,4%. PMSO sem
Entidade Previdência Privada.
 PMSO Gerencial Nominal | R$ Milhões  PMSO Gerencial Real¹ | R$ Milhões
-134 19 338
14 237 18 26 (11) (16) 255 54
37
18 145
Resultados 2T14 – Gerencial
17 1) Inclui consolidação dos projetos
 Lucro Líquido | R$ Milhões
Lucro Líq.
2T13
Gerencial¹
Deprec./
Amortiz.
Lucro Líq.
2T14
Gerencial¹
Não-Rec.
2T14
Lucro Líq.
2T13
IFRS
Lucro Líq.
2T14
IFRS
IR/CSEBITDA Resultado
Financeiro
Não-Rec.
2T13
A/P
Regulat.
2T13
A/P
Regulat.
2T14
Cons.
Prop.
2T14
Cons.
Prop.
2T13
Aumento de 2,0% no EBITDA (R$ 18 milhões)
R$ 885 milhões no 2T13 para R$ 903 milhões no 2T14
Redução de R$ 26 milhões no Resultado Financeiro Líquido Negativo
Aumento líquido de Atualizações Monetárias e Cambiais (R$ 37 milhões)
Outros (UBP, etc) (R$ 9 milhões)
Aumento líquido de encargo de dívidas (R$ 20 milhões)
Aumento de 4,1% em Depreciação e Amortização (R$ 11 milhões)
Imposto de Renda e Contribuição Social (R$ 16 milhões)
7,3% a.a. 10,4% a.a.
2T13 2T14
2,07 2,23
CDI
R$/US$
+7,5%
1) Considera consolidação proporcional dos ativos de geração (+) Ativos e passivos regulatórios (-) Itens não-recorrentes (-) Receita/custo de construção.
Desconsidera eliminações de transações intercompany. 2) Inclui Ebitda da holding. 3) Inclui resultado da holding e amortização do ágio de aquisição.18
Distribuição
Geração Convencional
e Renováveis
Comercialização
e Serviços
Resultados por segmento no 1S14 vs. 1S13 | dados ajustados1
R$ 1.081 milhões 2,0%
Expansão da CPFL
Serviços
Aumento da margem
na Comercialização
de energia
R$ 147 milhões 776,3%
R$ 98 milhões 633,6%
R$ 1.489 milhões 35,8%R$ 5.754 milhões 8,7%
R$ 896 milhões 16,5%
R$ 205 milhões 15,2%
R$ 982 milhões 17,5%
R$ 439 milhões 24,0%
Crescimento de 3,0% nas
vendas na área de
concessão - residencial
(+7,9%), comercial (+8,2%)
e industrial (-3,1%)
Revisões tarifárias nas
distribuidoras CPFL Paulista e
RGE
Estratégia de
Sazonalização
Início de
faturamento de 6
projetos da CPFL
Renováveis (BIOs
Coopcana e Alvorada,
EOLs Campo dos
Ventos II, Rosa dos
Ventos, Atlântica e
Macacos I)
Receita Líquida
EBITDA
Lucro Líquido
Destaques
R$ 7.468 milhões 9,6%
R$ 1.988 milhões2 1,2%
R$ 650 milhões3 2,4%
48%
44%
7%
Distribuição
Geração Convencional
e Renováveis
Comercialização
e Serviços
Participação no EBITDA:
2011 2012 2013 1T14 2T14
10.0
12.6 12.2 12.8 13.2
2.73 2.89
3.59 3.58 3.45
 Alavancagem1,2 | R$ bilhões
Dívida Líquida ajustada/
EBITDA ajustado3
3.665 4.377 3.399 3.570 3.828
EBITDA ajustado3
R$ milhões
70%
3%
6%
21% CDI
Prefixado
(PSI)
IGP
TJLP
 Composição da dívida bruta1,5 Custo da dívida bruta4,5 | últimos 12 meses
9,4%
7,9%
9,9%
7,3% 7,1%
4,9% 4,4% 4,3%
3,0% 2.4% 3.0% 2.9%
17,7%
13,9%13,4%
12,1%
13,4%
9,4%
10,5%11,1%
9,0% 8.4% 9.1% 9.7%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1T14
2T14
Nominal
Real
1) Critério dos covenants financeiros; 2) Pendente validação de auditoria externa; 3) EBITDA últimos 12 meses; 4) Critério IFRS; 5) Dívida financeira (+)
entidade de previdência privada (-) hedge.
Endividamento | Controle de covenants financeiros
19
Caixa Curto Prazo 2015³ 2016 2017 2018 2019 2020+
4,549
3,014
489
1,860
2,724
3,325
3,139
2,796
 Cronograma de amortização da dívida1,2 | jun/14 | R$ milhões
Cobertura do caixa:
1,51x amortizações
de curto-prazo (12M)
1) Considera apenas o principal da dívida; 2) Critério Covenants; 3) Considera amortização a partir de Julho/2015.
Prazo médio: 3,87 anos
Curto-prazo (12M): 17,4% do total
Perfil da dívida | em 30/jun/2014
20
Parques Eólicos
Complexo Macacos I
(1) Baseado na obrigação contratual das plantas. (2) Preço (R$/MWh) valor constante de dezembro/13
Localização João Câmara - Rio Grande do Norte
Parques Eólicos Costa Branca, Juremas, Macacos e Pedra Preta
Início da operação comercial Maio/14
Capacidade Instalada 78,2 MW
Garantia Física 37,5 MWmédios
PPA LFA AGO/10 – R$ 161,50 MWh2 – até 2033
Receita Anual Estimada1 R$ 52,6 MM
Geração | Entrada em operação
21
Entrada em operação
em 2016-2018(e)
282
MW
147
MWmédios
Geração | Empreendimentos em construção
1) Campo dos Ventos I, III, V; 2) São Benedito, Santo Dimas, Santa Mônica, Santa Úrsula São Domingos e Ventos de São Martinho; 3) Pedra Cheirosa I e II; 4) Entrada em
operação gradual a partir do 2T16; 5) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 6) Moeda constante (dez/13); 7) Energia Assegurada calculada na P90.
Complexos Campo dos Ventos1
e São Benedito2
Complexo
Pedra Cheirosa3
Entrada em Operação 20164 20185
Capacidade Instalada 231,0 MW 51,3 MW
Energia Assegurada7 120,9 MWmédios 26,1 Mwmédios
PPA ACL 20 anos
Leilão A-5
R$ 125,04 MWh6 até 2037
Status
Firmado contrato para fornecimento de
aerogeradores; projetos executivos em elaboração
Fase de negociação do contrato de
fornecimento dos aerogeradores
22
16.2%
3.9%
2.0%
9.8%
7.2%
3.2%
1S13 1S14
22.5 25.3
16.7 16.6
Desempenho das ações
CPL
Dow Jones
Br20
Dow Jones
Index
Fonte: Economatica; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/14.
 Volume médio diário
na BM&FBovespa + NYSE 2 | R$ milhões
CPFE3
+6,8%
39,2 41,9
Bovespa NYSE Nº médio diário de
negócios na BM&FBovespa
IEE IBOV
 Desempenho das ações
na BM&FBovespa | 1S141,2
 Desempenho dos ADRs na NYSE | 1S141,2
+38,0%
Desempenho das ações
4.217
5.819
23
 CPFL Energia presente nos principais índices
Desempenho das ações
Excelência e Qualidade da Companhia Reconhecidas e
Premiadas
24
CPFL Paulista foi eleita a melhor empresa do país no setor de energia
pelo Guia Maiores e Melhores da revista Exame. A empresa superou
comercializadoras, geradoras, distribuidoras,
transmissoras e outros players do
setor elétrico de todo o Brasil
Melhor Gestão Operacional de
Energia do Brasil
• CPFL Leste Paulista - concessionárias
com até 500 mil clientes
• CPFL Piratininga e CPFL Paulista -
distribuidoras com mais de 500 mil clientes
Melhor Concessionária da
Região Sul
• RGE
Melhor Gestão Econômico-
financeira
• CPFL Paulista
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  • 1. © CPFL Energia 2014. Todos os direitos reservados. Resultados 2T14
  • 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. Disclaimer
  • 3. Nível de armazenamento e evolução da ENA 10 20 30 40 50 60 70 ENA SE/CO MLT  Nível de reservatórios no SIN | % 27.1 23.2 23.4 23.6 31.9 42.6 42.9 38.5 40.4 43.0 42.0 43.2 40.4 35.0 0 20 40 60 80 100 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 2001 2002 2008 2009 2012 2013 Prev. ONS 13/ago (real): 38,2%  Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios 3  ENA do período seco em 2014 | % MLT Mai Jun Jul Ago1 Média SE/CO 76% 102% 86% 87% 86% Sul 135% 423% 151% 81% 197% SIN 85% 164% 100% 81% 107% 1) RV2 - ONS
  • 4. Evolução da carga no SIN | Redução da carga contribui para a preservação do nível dos reservatórios 4 1) Fonte: ONS/EPE 66.0 68.0 68.3 66.1 64.3 63.7 63.9 65.3 65.8 66.5 66.5 65.6 67.9 69.9 66.3 64.7 62.8 60.8 61.7 63.1 63.8 64.9 65.8 65.2 Previsão Carga ONS/EPE Realizada/Estimada Revisão - Previsão Carga ONS/EPE -0.7% -1.3% -0.6% -0.1% 0.4% 1.4% 2.2% Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 Jul-14 Aug-14 Sep-14 Oct-14 Nov-14 Dec-14 2.9% 2.7% -2.8% -2.1% -2.4% -4.6% -3.4%  Evolução da Carga do SIN em 2014  Desvios  Impacto acumulado dos desvios de carga no armazenamento do SIN
  • 5. Despacho térmico e entrada em operação de nova capacidade instalada 5 Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 73 454 377 372 59 102 359 151 197 11050 129 525 270 190 57 Eólica Térmica Hidráulica  Capacidade adicionada em 20142 | MW 123 793 445 902 944 268 Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 3.5 3.7 3.6 3.5 3.6 3.4 2.0 2.2 2.2 2.2 2.0 2.2 5.8 8.2 8.5 7.9 8.9 8.6 1.3 1.7 1.9 1.8 1.7 1.2 Nordeste Norte SE/CO Sul 12,7 15,416,215,7 16,2 15,3 Média: 15,2 GW médios  Despacho de usinas térmicas1 | GW médios 1) Fonte: ONS. 2) Fonte: MME.
  • 6. 1S14 (realizado) 2S14 2015 2016 1,436 1,254 2,564 3,523819 452 1,132 50 1,221 1,434 2,715 3,486 Eólica Térmica Hidráulica Perspectivas 6 15.0% 63.8% 25.0% 73.3% 43.0% 38.5% 40.5% 42.7% 42.0% 43.2% 40.4% Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 Jul-14 Aug-14 Sep-14 Oct-14 Nov-14 Dec-14 Jan-15 Feb-15 Mar-15 Apr-15 1) Considera-se: (i) carga prevista pelo ONS/EPE, revista no início de ago/14; (ii) despacho térmico integral reduzido de 15%; (iii) redução da eficiência hidráulica (efeito “fricção”); e (iv) atraso de 6 meses de eólicas com início de operação a partir de set/14, totalizando 400 MWm de set/14 a dez/14. 2) Considera premissas de atrasos em UHEs e eólicas, além dos já contemplados pelo ONS. 3) Capacidade restante a ser instalada.  Entrada de nova capacidade instalada 2014-20162 | MW ENA (Dez-Abr): 100% 3.477 3.140 6.411 7.059  Evolução da energia armazenada no SIN1 | % Fonte Capacidade instalada (MW) Entrada em operação Jirau3 hidro 2.925 2014-16 Santo Antonio3 hidro 1.229 2014-16 Santo Antonio do Jari hidro 370 2014 Mauá termo 570 2015 Maranhão III termo 519 2015 Teles Pires hidro 1.820 2016 Colíder hidro 300 2016 Armazenamento ENA mín (ago-nov) Probabilidade 30/nov (%) (%MLT) ENA < ENA mín. 25% 95% 56% 15% 71% 6%  Principais projetos Cenário CPFL1
  • 7. • Crescimento de 3,0% (ajustado) nas vendas na área de concessão - residencial (+7,9%), comercial (+8,2%) e industrial (-3,1%) • Aporte de Conta ACR no montante de R$ 805 milhões no 2T14, para cobertura de exposição involuntária e despacho de térmicas • Reajuste tarifário econômico de 21,82% na RGE, em jun/14 • Comercialização e Serviços - EBITDA de R$ 70 milhões no 2T14 • Investimentos de R$ 280 milhões no 2T14 e de R$ 520 milhões no 1S14 • Manutenção de rating AA+ em escala nacional, com perspectiva estável, pela Standard & Poor’s, para a CPFL Energia e suas controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE • Valorização das ações da CPFL Energia de 12,7% na BM&FBOVESPA e de 15,0% na NYSE no 2T14 • Aumento de 6,8% no volume médio diário de negociação das ações (BM&FBOVESPA + NYSE), atingindo R$ 41,9 milhões no 1S14 • Aumento de 38,0% no número de negócios (BM&FBOVESPA), atingindo uma média diária de 5.819 no 1S14 • CPFL Paulista foi eleita a melhor empresa do país pelo Guia Maiores e Melhores da revista Exame no setor de energia Destaques 2T14 7
  • 8. 8 Vendas de energia no 2T14 2T13 2T14 10,091 10,329 4,394 4,292 14,194 14,621 287 181 (199) 159 Resid. +8,2% -3,1% +8,1% +3,0% Comerc. Indust. Demais2T13 2T14 +7,9%  Vendas na área de concessão | GWh  Vendas por classe de consumo | GWh 14.485 14.621 -2,3% TUSD Cativo (Distribuição) +0,9% +2,4% 2T13 2T14 9,706 10,329 4,488 4,292 14.194 14.621 -4,4% +3,0% +6,4% Contábil Ajustado1  Desempenho na área de concessão | Comparativo por região | % Brasil 1,3 0,9 Sudeste -0,3 0,5 Sul 4,4 3,3 1) Com ajuste de calendário de faturamento e migração de livres.  Capacidade instalada de Geração | MW 2T13 2T14 2,234 2,248 726 880 Renováveis Convencional 2.960 3.127+5,6% +0,6% +21,1%
  • 9. 80 85 90 95 100 105 110 Jan/08 Jul/08 Jan/09 Jul/09 Jan/10 Jul/10 Jan/11 Jul/11 Jan/12 Jul/12 Jan/13 Jul/13 Jan/14 • Empregos na indústria2: -28 mil postos em 2014 • Confiança da indústria3: -19,9% ante 2011 (84,4pts) • Produção de veículos4: -16,8% até jun/14  Produção industrial Brasil1 | 2012=100 1S14 x 1S13: -2,6% 2T14 x 2T13: -5,4% 1) IBGE. Média móvel de 3 meses, dados dessazonalizados 2) CAGED/MTE 3) FGV 4) ANFAVEA 5) CNI9 Desempenho da indústria Entraves – Determinantes da competitividade5 Brasil EUA México Valorização da moeda local vs dólar (2004-2014) 20% - -11% Crescimento dos salários (2004-2014) 100% 27% 67% Aumento da produtividade do trabalho (2004-2014) 3% 19% 53% Crescimento do custo com eletricidade (2004-2014) 90% 30% 55% Crescimento do preço do gás (2004-2014) 60% -25% -37% Burocracia (Ranking Doing Business 2014) 116o 4o 53o Taxa de juros nominal (3 meses-2014) 10,90 0,23 3,80 Carga tributária (2011) 35,3 24,0 19,7
  • 10. Melhorias visando eficiência, produtividade e competitividadeEntraves (1) Banco Mundial (2) Secex/MDIC. Desconsidera operações especiais (3) ABDIB (4) BNDES 1. Concessões de infraestrutura e PPPs 2. Desoneração da folha de pagamento (60 setores) 3. Programas de incentivo à educação (Fies, Prouni e Pronatec) e à inovação (Inova Empresa) 4. Nova Lei dos Portos (2012) Problemas estruturais na indústria e perspectivas de longo prazo 10 China Coréia Alemanha OCDE EUA Bolívia Argentina Brasil 620 670 905 1,070 1,090 1,440 1,650 2,215 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1.8 2.0 2.2 2.3 2.4 2.5 2.7 Hidrelédrica Eólica Transmissão Demais Total 54.5 43.0 37.6 56.6 191.7  Investimentos em energia elétrica 2014-174 R$ bilhões  Saldo Comercial por fator agregado2 | US$ bilhões -150 -100 -50 0 50 100 150 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013  Investimentos em infraestrutura3 % PIB  Custo de exportação em 20131 US$/contêiner
  • 11. Impactos negativos sobre a atividade econômica (jun/14 x mai/14) Comércio varejista: • Serasa: -3,2% • IBGE: -0,7% Indústria: • IBGE: -1,4% • ANFAVEA: -19,9% 1 milhão de postos de trabalho gera- dos, 710 mil empregos fixos2 Copa do Mundo 2014 1) Governo Federal. 2) Ministério do Turismo. 3) Secretaria da Aviação Civil (SAC). 4) Matriz de Responsabilidades da Copa. 5) Ernst&Young/FGV. 6) LCA Consultores. 11 4 milhões de turistas 1 milhão de estrangeiros, (95% querem voltar)1 17,8 milhões de passageiros nos aeroportos (+13%) 4,1 milhões apenas em Guarulhos3 • Injeção de R$ 26 bi em recursos4 • R$ 8,6 bi em mobilidade urbana • R$ 6,8 bi em aeroportos - Aumento da capacidade para 67 milhões passageiros/ano (+52%) • Movimentação de R$ 142 bi no período 2010-14 (efeitos diretos, indiretos e induzidos)5 • Setores beneficiados: construção civil, alimentos e bebidas, turismo, serviços • Impacto de 1% no PIB (com base no observado nos países-sede das Copas de 1990 a 2010)6  Estimativas  Chegadas de turistas estrangeiros5 (em milhões) 2010 2011 2012 2013 2014 (e) 2018 (e) 5.2 5.4 5.7 6.1 6.0 7.0 7.5 9.0sem Copa com Copa +24,3% +27,2% 3,6 bilhões de especta- dores
  • 12. • Equipe 24 horas • 45 pontos-chave (SEs e TTs) • 7 cidades da AC receberam seleções • R$ 2 milhões em investimentos • Plantão das equipes de campo  Centro de Monitoramento da Copa  Evolução da carga da CPFL Energia - MW | 12/06/14 - Brasil X Croácia  Ampliação do Aeroporto de Viracopos • Investimento: R$ 2,1 bi1 (novo terminal de passageiros) • Capacidade: 22 milhões passageiros/ano A CPFL na Copa do Mundo 2014 12 Valor da produção (R$ milhões) Valor Adicionado (R$ milhões) Salários (R$ milhões) Empregos 1,151 530 169 15.334 492 207 78 4.239 Impactos Diretos Impactos Indiretos  Impactos econômicos da obra para a área de concessão | Estimativa CPFL Energia2 1.643 738 247 19.573 16:00 17:00 17:45 18:00 18:45 19:00 4 5 6 7 8 9 10 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 5/jun 12/jun 1) Investimento previsto para o 1º ciclo. Ao todo serão aplicados R$ 9,5 bi, em 5 ciclos (os próximos estão previstos para 2018, 2024, 2033 e 2038). O aeroporto será preparado para receber 80 milhões de passageiros/ano. 2) Resultado baseado em estudo de P&D realizado pela CPFL Energia em parceria com a Fipe-USP. Considera apenas os benefícios econômicos do 1º ciclo.
  • 13. Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ 1) Exclui Receita de Construção 2) Considera os projetos de geração na sua participação IFRS Consolidação Proporcional Geração2 + A/P Regulatórios - Itens Não-Recorrentes EBITDA Lucro Líquido 2T13 2T14 2T13 2T14 Consolidação proporcional da Geração (A) 32 22 14 18 Ativos e Passivos Regulatórios (B) 26 38 19 37 Exposição MRE e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis) 14 59 13 46 Realocação de Custos com Perdas de Rede Básica – CCEE 12 8 Ajuste do ativo financeiro da concessão 86 Despesas legais e judiciais + parcelamento de ICMS 277 224 Provisão ESS (Geração Convencional e CPFL Renováveis) 11 9 Manutenção de ativos (Epasa) 9 6 Subtotal Não-Recorrentes (C) 311 71 338 54 Total (A+B+C) 369 131 371 110 Resultados 2T14 13 2T14 R$ 145 milhões 2T13 R$ - 134 milhões 2T14 R$ 772 milhões 2T13 R$ 516 milhões 2T14 R$ 3.677 milhões 2T13 R$ 3.339 milhões 10,1% R$ 338 milhões 49,7% R$ 256 milhões R$ 279 milhões 2T14 R$ 255 milhões 2T13 R$ 237 milhões 2T14 R$ 903 milhões 2T13 R$ 885 milhões 2T14 R$ 3.641 milhões 2T13 R$ 3.283 milhões 10,9% R$ 357 milhões 7,5% R$ 18 milhões 2,0% R$ 18 milhões
  • 14. Total: R$ 1.975 milhões Aportes de CDE/Conta ACR em 2014 Exposição involuntária Alocação insuficiente de quotas da MP 579 e frustração parcial do leilão A-1 2013 deixou as distribuidoras expostas ao PLD  Janeiro1: R$ 167 milhões  Fevereiro2: R$ 560 milhões  Março3: R$ 382 milhões  Abril4: R$ 264 milhões  Maio: R$ 97 milhões  Junho: R$ 61 milhões Despacho de térmicas Hidrologia desfavorável e PLD elevado mantêm térmicas despachadas por ordem de mérito em 2014, sem a devida cobertura tarifária Janeiro: Não coberto  Fevereiro2: R$ 115 milhões  Março3:R$ 159 milhões  Abril4: R$ 65 milhões  Maio: R$ 73 milhões  Junho: R$ 29 milhões Cobertura da CDE por meio de repasses mensais (aporte do Tesouro e Decreto 8.221/14 – Conta ACR)    1) Despacho Aneel 515/14. 2) Despacho Aneel 1.256/14. 3) Despacho Aneel 1.443/14. 4) Despacho Aneel 1.696/14.14 Subtotal: R$ 441 milhões Subtotal: R$ 1.534 milhões e e e e    
  • 15. Resultados 2T14 – Gerencial 1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros + Entidade de Previdência Privada ; 4) PLD médio SE/CO15 EBITDA 2T13 Gerencial¹ Receita Líquida² Custo Energia e Encargos PMSO +EPP³ A/P Regulat. 2T13 EBITDA 2T14 Gerencial¹ Não-Rec. 2T13 Não-Rec. 2T14 EBITDA 2T13 IFRS EBITDA 2T14 IFRS A/P Regulat. 2T14  EBITDA | R$ Milhões Consol. Prop. 2T14 Consol. Prop. 2T13 Aumento de 10,9% na Receita Líquida2 (R$ 357 milhões) Distribuição (+ R$ 262 milhões): efeito tarifa (+R$ 202 milhões) e efeito mercado/mix (+R$ 60 milhões) Geração Convencional (R$ 138 milhões), CPFL Renováveis (R$ 24 milhões) Comercialização e Serviços (R$ 68 milhões) Aumento de 12,5% no Custo com Energia e Encargos (R$ 235 milhões) Distribuição (R$ 285 milhões), Geração Convencional (R$ 32 milhões) e CPFL Renováveis (R$ 17 milhões) Comercialização e Serviços (R$ 99 milhões) Aumento de 22,4% nas despesas de PMSO (R$ 113 milhões) Aquisição de óleo para despacho térmico da EPASA (R$ 73 milhões) Aumento de Despesas com Pessoal (R$ 25 milhões) PMSO Serviços (R$ 13 milhões) Entidade de Previdência Privada (R$ 8 milhões) R$/US$ PLD (R$/MWh)4 2T13 2T14 249,53 2,07 2,23 680,82 ∆ ACR 2014/CDE 2013: R$ 742 milhões 516 26 311 32 885 357 (235) (104) 903 22 71 38 772 +2,0%
  • 16. PMSO 1S14 Gerencial 16 2011 2012 2013 12M2T14 591 589 584 623 815 787 769 810 P MSO 2011 2012 2013 12M2T14 685 646 603 623 946 863 795 810 R$ 198 milhões (-12,1%) 1.4331.5091.631 IGPM: 16,0% Comparação com 2012 e 2013 1.406 1.376 1.353 1.433 1.398 Custos Gerenciáveis | PMSO gerencial real 2014 x 2011 Redução de PMSO em 12,1% (R$ 198 milhões) em bases reais • Redução de Pessoal em 9,1% (R$ 62 milhões) • Redução de MSO em 14,3% (R$ 135 milhões) P MSO 1) Valores de jun/14. Variação do IGP-M no período 2014 x 2011= 16,0%; 2014x2012 = 9,7% e 2014 x 2013 = 3,4%. PMSO sem Entidade Previdência Privada.  PMSO Gerencial Nominal | R$ Milhões  PMSO Gerencial Real¹ | R$ Milhões
  • 17. -134 19 338 14 237 18 26 (11) (16) 255 54 37 18 145 Resultados 2T14 – Gerencial 17 1) Inclui consolidação dos projetos  Lucro Líquido | R$ Milhões Lucro Líq. 2T13 Gerencial¹ Deprec./ Amortiz. Lucro Líq. 2T14 Gerencial¹ Não-Rec. 2T14 Lucro Líq. 2T13 IFRS Lucro Líq. 2T14 IFRS IR/CSEBITDA Resultado Financeiro Não-Rec. 2T13 A/P Regulat. 2T13 A/P Regulat. 2T14 Cons. Prop. 2T14 Cons. Prop. 2T13 Aumento de 2,0% no EBITDA (R$ 18 milhões) R$ 885 milhões no 2T13 para R$ 903 milhões no 2T14 Redução de R$ 26 milhões no Resultado Financeiro Líquido Negativo Aumento líquido de Atualizações Monetárias e Cambiais (R$ 37 milhões) Outros (UBP, etc) (R$ 9 milhões) Aumento líquido de encargo de dívidas (R$ 20 milhões) Aumento de 4,1% em Depreciação e Amortização (R$ 11 milhões) Imposto de Renda e Contribuição Social (R$ 16 milhões) 7,3% a.a. 10,4% a.a. 2T13 2T14 2,07 2,23 CDI R$/US$ +7,5%
  • 18. 1) Considera consolidação proporcional dos ativos de geração (+) Ativos e passivos regulatórios (-) Itens não-recorrentes (-) Receita/custo de construção. Desconsidera eliminações de transações intercompany. 2) Inclui Ebitda da holding. 3) Inclui resultado da holding e amortização do ágio de aquisição.18 Distribuição Geração Convencional e Renováveis Comercialização e Serviços Resultados por segmento no 1S14 vs. 1S13 | dados ajustados1 R$ 1.081 milhões 2,0% Expansão da CPFL Serviços Aumento da margem na Comercialização de energia R$ 147 milhões 776,3% R$ 98 milhões 633,6% R$ 1.489 milhões 35,8%R$ 5.754 milhões 8,7% R$ 896 milhões 16,5% R$ 205 milhões 15,2% R$ 982 milhões 17,5% R$ 439 milhões 24,0% Crescimento de 3,0% nas vendas na área de concessão - residencial (+7,9%), comercial (+8,2%) e industrial (-3,1%) Revisões tarifárias nas distribuidoras CPFL Paulista e RGE Estratégia de Sazonalização Início de faturamento de 6 projetos da CPFL Renováveis (BIOs Coopcana e Alvorada, EOLs Campo dos Ventos II, Rosa dos Ventos, Atlântica e Macacos I) Receita Líquida EBITDA Lucro Líquido Destaques R$ 7.468 milhões 9,6% R$ 1.988 milhões2 1,2% R$ 650 milhões3 2,4% 48% 44% 7% Distribuição Geração Convencional e Renováveis Comercialização e Serviços Participação no EBITDA:
  • 19. 2011 2012 2013 1T14 2T14 10.0 12.6 12.2 12.8 13.2 2.73 2.89 3.59 3.58 3.45  Alavancagem1,2 | R$ bilhões Dívida Líquida ajustada/ EBITDA ajustado3 3.665 4.377 3.399 3.570 3.828 EBITDA ajustado3 R$ milhões 70% 3% 6% 21% CDI Prefixado (PSI) IGP TJLP  Composição da dívida bruta1,5 Custo da dívida bruta4,5 | últimos 12 meses 9,4% 7,9% 9,9% 7,3% 7,1% 4,9% 4,4% 4,3% 3,0% 2.4% 3.0% 2.9% 17,7% 13,9%13,4% 12,1% 13,4% 9,4% 10,5%11,1% 9,0% 8.4% 9.1% 9.7% 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1T14 2T14 Nominal Real 1) Critério dos covenants financeiros; 2) Pendente validação de auditoria externa; 3) EBITDA últimos 12 meses; 4) Critério IFRS; 5) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge. Endividamento | Controle de covenants financeiros 19
  • 20. Caixa Curto Prazo 2015³ 2016 2017 2018 2019 2020+ 4,549 3,014 489 1,860 2,724 3,325 3,139 2,796  Cronograma de amortização da dívida1,2 | jun/14 | R$ milhões Cobertura do caixa: 1,51x amortizações de curto-prazo (12M) 1) Considera apenas o principal da dívida; 2) Critério Covenants; 3) Considera amortização a partir de Julho/2015. Prazo médio: 3,87 anos Curto-prazo (12M): 17,4% do total Perfil da dívida | em 30/jun/2014 20
  • 21. Parques Eólicos Complexo Macacos I (1) Baseado na obrigação contratual das plantas. (2) Preço (R$/MWh) valor constante de dezembro/13 Localização João Câmara - Rio Grande do Norte Parques Eólicos Costa Branca, Juremas, Macacos e Pedra Preta Início da operação comercial Maio/14 Capacidade Instalada 78,2 MW Garantia Física 37,5 MWmédios PPA LFA AGO/10 – R$ 161,50 MWh2 – até 2033 Receita Anual Estimada1 R$ 52,6 MM Geração | Entrada em operação 21
  • 22. Entrada em operação em 2016-2018(e) 282 MW 147 MWmédios Geração | Empreendimentos em construção 1) Campo dos Ventos I, III, V; 2) São Benedito, Santo Dimas, Santa Mônica, Santa Úrsula São Domingos e Ventos de São Martinho; 3) Pedra Cheirosa I e II; 4) Entrada em operação gradual a partir do 2T16; 5) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 6) Moeda constante (dez/13); 7) Energia Assegurada calculada na P90. Complexos Campo dos Ventos1 e São Benedito2 Complexo Pedra Cheirosa3 Entrada em Operação 20164 20185 Capacidade Instalada 231,0 MW 51,3 MW Energia Assegurada7 120,9 MWmédios 26,1 Mwmédios PPA ACL 20 anos Leilão A-5 R$ 125,04 MWh6 até 2037 Status Firmado contrato para fornecimento de aerogeradores; projetos executivos em elaboração Fase de negociação do contrato de fornecimento dos aerogeradores 22
  • 23. 16.2% 3.9% 2.0% 9.8% 7.2% 3.2% 1S13 1S14 22.5 25.3 16.7 16.6 Desempenho das ações CPL Dow Jones Br20 Dow Jones Index Fonte: Economatica; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/14.  Volume médio diário na BM&FBovespa + NYSE 2 | R$ milhões CPFE3 +6,8% 39,2 41,9 Bovespa NYSE Nº médio diário de negócios na BM&FBovespa IEE IBOV  Desempenho das ações na BM&FBovespa | 1S141,2  Desempenho dos ADRs na NYSE | 1S141,2 +38,0% Desempenho das ações 4.217 5.819 23  CPFL Energia presente nos principais índices
  • 24. Desempenho das ações Excelência e Qualidade da Companhia Reconhecidas e Premiadas 24 CPFL Paulista foi eleita a melhor empresa do país no setor de energia pelo Guia Maiores e Melhores da revista Exame. A empresa superou comercializadoras, geradoras, distribuidoras, transmissoras e outros players do setor elétrico de todo o Brasil Melhor Gestão Operacional de Energia do Brasil • CPFL Leste Paulista - concessionárias com até 500 mil clientes • CPFL Piratininga e CPFL Paulista - distribuidoras com mais de 500 mil clientes Melhor Concessionária da Região Sul • RGE Melhor Gestão Econômico- financeira • CPFL Paulista  Prêmio Maiores e Melhores 2014 - Exame  Prêmio ABRADEE 2014
  • 25. © CPFL Energia 2014. Todos os direitos reservados.

Notas do Editor

  1. 1
  2. Risco para 2015: Se chegarmos a nov/14 com 25% de EARM e a ENA do período úmido for de 100%  EARM final de abril será de 74% (média dos últimos 10 anos) Se chegarmos a nov/14 com 15% de EARM e a ENA do período úmido for de 100%  EARM final de abril será de 64% (bem melhor que abr/13, que foi de 43%)
  3. c. Exportação: operações especiais e bens considerados na Balança Comercial, em separado São bens inclusos na Balança Comercial, mas não sendo possível identificá-los com o maior grau de de detalhamento da classificaçção de mercadorias (NCM) c1. Comércio de navios e aeronaves dedicadas ao tráfego internacional c2. Comércio de plataformas de perfuração que atuam em águas internacionais c3. Provisionamento de navios, aeronaves e demais veículos de transporte (consumo de bordo, entre eles combustíveis, lubrificantes, peças para manutenção, provisões alimentícias e outras mercadorias) c4. Encomendas postais. c5. Bens móveis de migrates c6. Doações c7. Bens para reparos (valor total do reparo) c8. Movimento de lojas francas (free shop)
  4. A conta é a seguinte: 1078+147-161+4=1055+282-651+101 = 787+181-60+25= 932 Receita Liquida – cor verde Custo com energia – cor vermelha PMSO – cor verde
  5. 19
  6. 20
  7. 23
  8. 24
  9. 25