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Resultados 4T17/2017
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 2017
3
 Aumento da carga medida na área de concessão (+2,2%)1
 Aumentos de 39,9% na Receita Operacional Líquida e de 17,9% no EBITDA
 Investimentos de R$ 694 milhões no 4T17 e de R$ 2.617 milhões em 2017
 Dívida líquida de R$ 14,5 bilhões e alavancagem de 3,20x Dívida Líquida/EBITDA2
 Integração da RGE Sul
 Agrupamento das concessões das distribuidoras CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari,
CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa
 OPA de Tag Along da CPFL Energia: leilão ocorreu em 30/nov/17; State Grid
passou a deter 94,75% das ações de emissão da CPFL Energia
 Temas Relevantes do Setor: GSF, Eletrobras, WACC e
Projeto de Lei (Consulta Pública 33)
1) Excluindo a RGE Sul (nov-dez/16 e jan-dez/17; 2) Critério dos
covenants financeiros.
4T16 4T17
2016 20174T16 4T17 2016 2017
2016 2017
2016 2017
4T16 4T17
4T16 4T17
4
Total: R$ 1.366 milhões
 EBITDA1 por segmento | 4T17 | R$ milhões  Distribuição | R$ milhões
 Geração Convencional | R$ milhões
 Geração Renovável | R$ milhões Comerc., Serviços e Outros | R$ milhões
Geração Convenc.
22%
Comerc., Serviços e Outros
3%
Distribuição
49%
Renováveis
26%
Destaques 4T17 | EBITDA1
1) O EBITDA é calculado a partir da soma do lucro líquido, impostos, resultado financeiro e depreciação/amortização, conforme Instrução CVM 527/12.
-6,2%
+31,5%
+21,1%
+8,0%
+23,0%
+1,7%
+17,3%
+79,5%
4T16 4T17
4.415 4.447
1.908 2.217
4T16 4T174T16 4T17
9.886 9.882
4.146 4.824
4T16 4T17
11.038 11.464
4.446 5.363
 Vendas na área de
concessão (c/ RGE Sul)1
GWh
15.484
16.827
+20,6%
Cliente Livre Cativo
+8,7%
+3,9%
 Vendas por classe de consumo
(s/ RGE Sul)1 | GWh
Resid.
+5,6%
+4,3% 2,5%
Comerc.Indust. Demais
+0,7%
Cliente Livre Cativo
6.323 6.664
+16,2%
 Carga na área de concessão
(s/ RGE Sul)1,2 | MW médios
+5,4%
 Aumento nas vendas na área de concessão (+8,7%)
 RGE Sul (4T17) acrescentou 669 GWh nas vendas1
 Desconsiderando a RGE Sul:
• Aumento das vendas na área de concessão (+4,8%)
• Aumento da carga medida na área de concessão (+5,4%)
• Perdas: de 9,09% no 4T16 e 8,98% no 3T17 para 8,81% no 4T17
Destaques do Período
1) RGE Sul (nov-dez/16 e jan-dez/17); 2) Carga líquida de perdas.
+4,8%
 Vendas na área de
concessão (s/ RGE Sul)1
GWh
14.032 14.706
+16,3%
+4,8%
-0,04%
14.032
14.706
Cliente Livre Cativo
+5,3%
300 103 57
214
5
Vendas de Energia no 4T17
6 1) RGE Sul (nov-dez/16 e jan-dez/17).
Vendas de Energia em 2017
2016 20172016 2017
40.125 38.586
15.411 18.141
2016 2017
41.278 45.358
15.711
20.218
 Vendas na área de
concessão (c/ RGE Sul)1
GWh
56.988
65.576
+28,7%
Cliente Livre Cativo
+15,1%
+9,9%
 Vendas por classe de consumo
(s/ RGE Sul)1 | GWh
Resid.
+1,9% +0,8% +3,3%
Comerc.Indust. Demais
+2,1%
 Vendas na área de
concessão (s/ RGE Sul)1
GWh
55.536 56.727
+17,7%
+2,1%
-3,8%
55.536 56.727
Cliente Livre Cativo
+2,6%
406 73 293418
 Perfil do Mercado | Vendas na área de
concessão
 Comparativo por Região | Vendas na área de
concessão (s/ RGE Sul)1
7
 Evolução da PDD | % da Receita Bruta1
 Ações de cobrança | Cortes (em milhares)
1) PDD/Receita de Fornecimento – últimos 12 meses 2) Receita de Fornecimento – últimos 12 meses.
 Total (R$) de Contas de Energia em Atraso –
Acima de 90 dias | em % da Receita Bruta – últimos
12 meses²
Média 2012-2017:
0,59%
Média 4T15-4T17:
0,67%
Inadimplência 4T17
4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17
281
308 330 339 346 354 359
408 407
Destaques do Período
 Capacidade Instalada1 2017 | MW
 GSF registrado em 2017 (-20,6%)
 Geração eólica abaixo do P50 (-10,9%) em 2017
1) Considera a participação societária em cada projeto.
 Nível de reservatórios no SIN | %  Nível de reservatórios no Nordeste | %
24/mar (atual):
42,6%
24/mar (atual):
34,2%
 Evolução do PLD (SE/CO)
Renováveis
Convencional
3.258 3.283
2,4%
0,8%
8
Geração: Performance em 2017
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida
4T17
R$ 498
milhões
4T16
R$ 137
milhões
4T17
R$ 1.366
milhões
4T16
R$ 1.004
milhões
4T17
R$ 7.460
milhões
4T16
R$ 5.512
milhões
35,3%
R$ 1.948 milhões
4T17
R$ 424
milhões
4T16
R$ 165
milhões
4T17
R$ 1.247
milhões
4T16
R$ 969
milhões
4T17
R$ 6.535
milhões
4T16
R$ 4.989
milhões
IFRS
IFRS (-) RGE Sul
(SEM AJUSTES DA
DÍVIDA DE AQUISIÇÃO)
31,0%
R$ 1.546 milhões
Resultados 4T17
9
EBITDA:
Distribuição: var. total de +R$ 296 MM
• Mercado/tarifa (+R$ 118 MM)
• RGE Sul (+R$ 83 MM)
• Laudo de avaliação - BRR CPFL Paulista (+R$ 63 MM)
• Ativo financeiro da concessão (+R$ 56 MM)
• PMSO (-R$ 89 MM):
 Efeito da inflação/acordo coletivo (-R$ 20 MM)
 Despesas legais e judiciais (-R$ 30 MM)
 Manutenção de máquinas e linhas/redes (-R$ 15 MM)
 Pessoal (-R$ 13 MM)
 Perda na alienação, desativação de bens (-R$ 6 MM)
Geração Renovável: var. total de +R$ 85 MM
• Menor provisão para perdas e baixas (+R$ 48 MM)
• Entrada em operação das eólicas - ACL (+R$ 27 MM)
Principais Efeitos Observados - IFRS
EBITDA:
Comerc., Serv. e Outros: var. total de +R$ 1 MM
Geração Convencional: var. total de -R$ 20 MM
• GSF/sazonalização/ressarcimento (-R$ 25 MM)
Lucro Líquido:
Resultado Financeiro: var. total de +R$ 164 MM
• Encargos de dívidas, líquidos das rendas de aplicações
financeiras (+R$ 184 MM)
• RGE Sul: consolid. (+R$ 20 MM) e aquis. (-R$ 34 MM)
36,0%
R$ 362 milhões
28,8%
R$ 278 milhões
262,6%
R$ 360 milhões
157,3%
R$ 259 milhões
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida
2017
R$ 1.243
milhões
2016
R$ 879
milhões
2017
R$ 4.864
milhões
2016
R$ 4.126
milhões
2017
R$ 26.745
milhões
2016
R$ 19.112
milhões
39,9%
R$ 7.633 milhões
2017
R$ 1.191
milhões
2016
R$ 907
milhões
2017
R$ 4.529
milhões
2016
R$ 4.090
milhões
2017
R$ 23.350
milhões
2016
R$ 18.589
milhões
IFRS
IFRS (-) RGE Sul
(SEM AJUSTES DA
DÍVIDA DE AQUISIÇÃO)
25,6%
R$ 4.761 milhões
Resultados 2017
10
EBITDA:
Distribuição: var. total de +R$ 390 MM
• RGE Sul (+R$ 299 MM)
• Mercado/tarifa (+R$ 256 MM)
• Variação cambial de Itaipu (+R$ 36 MM)
• PDD (+R$ 36 MM)
• Entidade de previdência privada (-R$ 29 MM)
• PMSO (-R$ 228 MM):
 Efeito da inflação/acordo coletivo (-R$ 96 MM)
 Manutenção de máquinas e linhas/redes (-R$ 32 MM)
 Despesas legais e judiciais (-R$ 24 MM)
 Perda na alienação, desativação de bens (-R$ 22 MM)
 Pessoal (-R$ 18 MM)
 Reforço nas ações de cobrança (-R$ 9 MM)
Geração Renovável: var. total de +R$ 228 MM
• Entrada em operação das eólicas - ACL (+R$ 179 MM)
• Reajuste de preço dos contratos (+R$ 70 MM)
• Penalidades contratuais em 2016 (+R$ 53 MM)
• Menor geração de eólicas (-R$ 32 MM)
• Menor geração de térmicas a biomassa (-R$ 20 MM)
• GSF/sazonalização/hedge (-R$ 18 MM)
Principais Efeitos Observados - IFRS
EBITDA:
Geração Convencional: var. total de +R$ 89 MM
• Ganho de margem por preço (+R$ 39 MM)
• Atualização financeira do UBP (+R$ 30 MM)
• Performance da Epasa (+R$ 25 MM)
Comerc., Serv. e Outros: var. total de +R$ 31 MM
• Ganho de margem por preço e volume (+R$ 70 MM)
• Penalidades contratuais em 2016 (-R$ 57 MM)
Lucro Líquido:
Resultado Financeiro: var. total de -R$ 34 MM
• Encargos de dívidas, líquidos das rendas de aplicações
financeiras (+R$ 365 MM)
• RGE Sul: consolid. (-R$ 74 MM) e aquis. (-R$ 186 MM)
• Derivativo Zero Cost Collar (-R$ 49 MM)
• Parcelam. de débitos com consumidores (-R$ 36 MM)
• Variação cambial de Itaipu (-R$ 36 MM)
17,9%
R$ 738 milhões
10,7%
R$ 439 milhões
41,4%
R$ 364 milhões
31,3%
R$ 284 milhões
Endividamento | Controle de covenants financeiros
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 fim de período  Composição da dívida bruta
por indexador | 4T171,4
11
Endividamento | Controle de covenants financeiros
EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
2013 2014 2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17
12,2 13,0 12,2
13,2 13,8 13,6 13,7 14,5
3,59 3,49 3,41
3,21 3,30 3,28 3,24 3,20
3.399 3.736 3.584 3.577 3.764 3.725 4.245 4.531
Nominal
Real
1,8%
3,3% 4,0%
2,4%
6,9% 7,4%
7,4%
6,4%
4,9%
7,8%
9,4%
10,6%
13,3% 13,6%
12,3%
10,6%
9,1%
8,0%
2012
2013
2014
2015
2016
1T17
2T17
3T17
4T17
72%
4%
17%
6%
CDI
Prefixado
TJLP
Inflação
Perfil da dívida | 30/set/2017
 Cronograma de amortização da dívida1,2 l dez/17 | R$ milhões
1) Considera o principal da dívida incluindo hedge; 2) Critério dos covenants financeiros; 3) Considera 12 meses de 2018.
12
Perfil da Dívida | 31/dez/2017
Caixa Curto Prazo 2019 2020 2021 2022 2022+
4.099
2.895
5.021
3.330
1.407
1.039
2.302
Prazo médio: 2,61 anos
Curto-prazo (12M): 24% do totalCobertura do
caixa: 0,71x
amortizações
de curto-prazo
(12M) Curto Prazo³
Longo Prazo
Entrada em
Operação
Capacidade
Instalada
Energia Assegurada PPA1
Localização Financiamento
2020 29,9 MW
14,0
MWmédios
21º LEN 2015
R$ 233,59/MWh
até 2049
Minas Gerais BNDES
13 1) Moeda Constante (dez/17).
PCH Boa Vista II – Em Construção
Status: concretagem das estruturas e montagem
dos equipamentos em andamento
22
Total:
R$ 10.432 milhões
Distribuição3:
R$ 9.802 milhões
Geração4:
R$ 455 milhões
Comercialização & Serviços:
R$ 176 milhões
1) Moeda constante; 2) Plano de investimentos divulgado no Release de Resultados do 4T17 de março de 2018; 3) Não leva em consideração as Obrigações Especiais (dentre outros
itens financiados pelos consumidores); 4) Convencional + Renováveis.
2.617
Transmissão
2.139
2.108 2.217
2.117
1.852
14
Capex(e)1,2 2018-2022 | R$ Milhões
Distribuição | 5 Distribuidoras Agrupadas
15
45
municípios
20.684 km² de
área de
concessão
1.175 km de
rede de
transmissão
447 mil
clientes
2.796 Gwh em
vendas na área
de concessão
CPFL Santa Cruz
CPFL Paulista e
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21.592 km de
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© CPFL 2017. Todos os direitos reservados.

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  • 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 2017 3  Aumento da carga medida na área de concessão (+2,2%)1  Aumentos de 39,9% na Receita Operacional Líquida e de 17,9% no EBITDA  Investimentos de R$ 694 milhões no 4T17 e de R$ 2.617 milhões em 2017  Dívida líquida de R$ 14,5 bilhões e alavancagem de 3,20x Dívida Líquida/EBITDA2  Integração da RGE Sul  Agrupamento das concessões das distribuidoras CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa  OPA de Tag Along da CPFL Energia: leilão ocorreu em 30/nov/17; State Grid passou a deter 94,75% das ações de emissão da CPFL Energia  Temas Relevantes do Setor: GSF, Eletrobras, WACC e Projeto de Lei (Consulta Pública 33) 1) Excluindo a RGE Sul (nov-dez/16 e jan-dez/17; 2) Critério dos covenants financeiros.
  • 4. 4T16 4T17 2016 20174T16 4T17 2016 2017 2016 2017 2016 2017 4T16 4T17 4T16 4T17 4 Total: R$ 1.366 milhões  EBITDA1 por segmento | 4T17 | R$ milhões  Distribuição | R$ milhões  Geração Convencional | R$ milhões  Geração Renovável | R$ milhões Comerc., Serviços e Outros | R$ milhões Geração Convenc. 22% Comerc., Serviços e Outros 3% Distribuição 49% Renováveis 26% Destaques 4T17 | EBITDA1 1) O EBITDA é calculado a partir da soma do lucro líquido, impostos, resultado financeiro e depreciação/amortização, conforme Instrução CVM 527/12. -6,2% +31,5% +21,1% +8,0% +23,0% +1,7% +17,3% +79,5%
  • 5. 4T16 4T17 4.415 4.447 1.908 2.217 4T16 4T174T16 4T17 9.886 9.882 4.146 4.824 4T16 4T17 11.038 11.464 4.446 5.363  Vendas na área de concessão (c/ RGE Sul)1 GWh 15.484 16.827 +20,6% Cliente Livre Cativo +8,7% +3,9%  Vendas por classe de consumo (s/ RGE Sul)1 | GWh Resid. +5,6% +4,3% 2,5% Comerc.Indust. Demais +0,7% Cliente Livre Cativo 6.323 6.664 +16,2%  Carga na área de concessão (s/ RGE Sul)1,2 | MW médios +5,4%  Aumento nas vendas na área de concessão (+8,7%)  RGE Sul (4T17) acrescentou 669 GWh nas vendas1  Desconsiderando a RGE Sul: • Aumento das vendas na área de concessão (+4,8%) • Aumento da carga medida na área de concessão (+5,4%) • Perdas: de 9,09% no 4T16 e 8,98% no 3T17 para 8,81% no 4T17 Destaques do Período 1) RGE Sul (nov-dez/16 e jan-dez/17); 2) Carga líquida de perdas. +4,8%  Vendas na área de concessão (s/ RGE Sul)1 GWh 14.032 14.706 +16,3% +4,8% -0,04% 14.032 14.706 Cliente Livre Cativo +5,3% 300 103 57 214 5 Vendas de Energia no 4T17
  • 6. 6 1) RGE Sul (nov-dez/16 e jan-dez/17). Vendas de Energia em 2017 2016 20172016 2017 40.125 38.586 15.411 18.141 2016 2017 41.278 45.358 15.711 20.218  Vendas na área de concessão (c/ RGE Sul)1 GWh 56.988 65.576 +28,7% Cliente Livre Cativo +15,1% +9,9%  Vendas por classe de consumo (s/ RGE Sul)1 | GWh Resid. +1,9% +0,8% +3,3% Comerc.Indust. Demais +2,1%  Vendas na área de concessão (s/ RGE Sul)1 GWh 55.536 56.727 +17,7% +2,1% -3,8% 55.536 56.727 Cliente Livre Cativo +2,6% 406 73 293418  Perfil do Mercado | Vendas na área de concessão  Comparativo por Região | Vendas na área de concessão (s/ RGE Sul)1
  • 7. 7  Evolução da PDD | % da Receita Bruta1  Ações de cobrança | Cortes (em milhares) 1) PDD/Receita de Fornecimento – últimos 12 meses 2) Receita de Fornecimento – últimos 12 meses.  Total (R$) de Contas de Energia em Atraso – Acima de 90 dias | em % da Receita Bruta – últimos 12 meses² Média 2012-2017: 0,59% Média 4T15-4T17: 0,67% Inadimplência 4T17 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17 281 308 330 339 346 354 359 408 407
  • 8. Destaques do Período  Capacidade Instalada1 2017 | MW  GSF registrado em 2017 (-20,6%)  Geração eólica abaixo do P50 (-10,9%) em 2017 1) Considera a participação societária em cada projeto.  Nível de reservatórios no SIN | %  Nível de reservatórios no Nordeste | % 24/mar (atual): 42,6% 24/mar (atual): 34,2%  Evolução do PLD (SE/CO) Renováveis Convencional 3.258 3.283 2,4% 0,8% 8 Geração: Performance em 2017
  • 9. Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida 4T17 R$ 498 milhões 4T16 R$ 137 milhões 4T17 R$ 1.366 milhões 4T16 R$ 1.004 milhões 4T17 R$ 7.460 milhões 4T16 R$ 5.512 milhões 35,3% R$ 1.948 milhões 4T17 R$ 424 milhões 4T16 R$ 165 milhões 4T17 R$ 1.247 milhões 4T16 R$ 969 milhões 4T17 R$ 6.535 milhões 4T16 R$ 4.989 milhões IFRS IFRS (-) RGE Sul (SEM AJUSTES DA DÍVIDA DE AQUISIÇÃO) 31,0% R$ 1.546 milhões Resultados 4T17 9 EBITDA: Distribuição: var. total de +R$ 296 MM • Mercado/tarifa (+R$ 118 MM) • RGE Sul (+R$ 83 MM) • Laudo de avaliação - BRR CPFL Paulista (+R$ 63 MM) • Ativo financeiro da concessão (+R$ 56 MM) • PMSO (-R$ 89 MM):  Efeito da inflação/acordo coletivo (-R$ 20 MM)  Despesas legais e judiciais (-R$ 30 MM)  Manutenção de máquinas e linhas/redes (-R$ 15 MM)  Pessoal (-R$ 13 MM)  Perda na alienação, desativação de bens (-R$ 6 MM) Geração Renovável: var. total de +R$ 85 MM • Menor provisão para perdas e baixas (+R$ 48 MM) • Entrada em operação das eólicas - ACL (+R$ 27 MM) Principais Efeitos Observados - IFRS EBITDA: Comerc., Serv. e Outros: var. total de +R$ 1 MM Geração Convencional: var. total de -R$ 20 MM • GSF/sazonalização/ressarcimento (-R$ 25 MM) Lucro Líquido: Resultado Financeiro: var. total de +R$ 164 MM • Encargos de dívidas, líquidos das rendas de aplicações financeiras (+R$ 184 MM) • RGE Sul: consolid. (+R$ 20 MM) e aquis. (-R$ 34 MM) 36,0% R$ 362 milhões 28,8% R$ 278 milhões 262,6% R$ 360 milhões 157,3% R$ 259 milhões
  • 10. Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida 2017 R$ 1.243 milhões 2016 R$ 879 milhões 2017 R$ 4.864 milhões 2016 R$ 4.126 milhões 2017 R$ 26.745 milhões 2016 R$ 19.112 milhões 39,9% R$ 7.633 milhões 2017 R$ 1.191 milhões 2016 R$ 907 milhões 2017 R$ 4.529 milhões 2016 R$ 4.090 milhões 2017 R$ 23.350 milhões 2016 R$ 18.589 milhões IFRS IFRS (-) RGE Sul (SEM AJUSTES DA DÍVIDA DE AQUISIÇÃO) 25,6% R$ 4.761 milhões Resultados 2017 10 EBITDA: Distribuição: var. total de +R$ 390 MM • RGE Sul (+R$ 299 MM) • Mercado/tarifa (+R$ 256 MM) • Variação cambial de Itaipu (+R$ 36 MM) • PDD (+R$ 36 MM) • Entidade de previdência privada (-R$ 29 MM) • PMSO (-R$ 228 MM):  Efeito da inflação/acordo coletivo (-R$ 96 MM)  Manutenção de máquinas e linhas/redes (-R$ 32 MM)  Despesas legais e judiciais (-R$ 24 MM)  Perda na alienação, desativação de bens (-R$ 22 MM)  Pessoal (-R$ 18 MM)  Reforço nas ações de cobrança (-R$ 9 MM) Geração Renovável: var. total de +R$ 228 MM • Entrada em operação das eólicas - ACL (+R$ 179 MM) • Reajuste de preço dos contratos (+R$ 70 MM) • Penalidades contratuais em 2016 (+R$ 53 MM) • Menor geração de eólicas (-R$ 32 MM) • Menor geração de térmicas a biomassa (-R$ 20 MM) • GSF/sazonalização/hedge (-R$ 18 MM) Principais Efeitos Observados - IFRS EBITDA: Geração Convencional: var. total de +R$ 89 MM • Ganho de margem por preço (+R$ 39 MM) • Atualização financeira do UBP (+R$ 30 MM) • Performance da Epasa (+R$ 25 MM) Comerc., Serv. e Outros: var. total de +R$ 31 MM • Ganho de margem por preço e volume (+R$ 70 MM) • Penalidades contratuais em 2016 (-R$ 57 MM) Lucro Líquido: Resultado Financeiro: var. total de -R$ 34 MM • Encargos de dívidas, líquidos das rendas de aplicações financeiras (+R$ 365 MM) • RGE Sul: consolid. (-R$ 74 MM) e aquis. (-R$ 186 MM) • Derivativo Zero Cost Collar (-R$ 49 MM) • Parcelam. de débitos com consumidores (-R$ 36 MM) • Variação cambial de Itaipu (-R$ 36 MM) 17,9% R$ 738 milhões 10,7% R$ 439 milhões 41,4% R$ 364 milhões 31,3% R$ 284 milhões
  • 11. Endividamento | Controle de covenants financeiros 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 fim de período  Composição da dívida bruta por indexador | 4T171,4 11 Endividamento | Controle de covenants financeiros EBITDA ajustado1,2 R$ milhões Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 2013 2014 2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 12,2 13,0 12,2 13,2 13,8 13,6 13,7 14,5 3,59 3,49 3,41 3,21 3,30 3,28 3,24 3,20 3.399 3.736 3.584 3.577 3.764 3.725 4.245 4.531 Nominal Real 1,8% 3,3% 4,0% 2,4% 6,9% 7,4% 7,4% 6,4% 4,9% 7,8% 9,4% 10,6% 13,3% 13,6% 12,3% 10,6% 9,1% 8,0% 2012 2013 2014 2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 72% 4% 17% 6% CDI Prefixado TJLP Inflação
  • 12. Perfil da dívida | 30/set/2017  Cronograma de amortização da dívida1,2 l dez/17 | R$ milhões 1) Considera o principal da dívida incluindo hedge; 2) Critério dos covenants financeiros; 3) Considera 12 meses de 2018. 12 Perfil da Dívida | 31/dez/2017 Caixa Curto Prazo 2019 2020 2021 2022 2022+ 4.099 2.895 5.021 3.330 1.407 1.039 2.302 Prazo médio: 2,61 anos Curto-prazo (12M): 24% do totalCobertura do caixa: 0,71x amortizações de curto-prazo (12M) Curto Prazo³ Longo Prazo
  • 13. Entrada em Operação Capacidade Instalada Energia Assegurada PPA1 Localização Financiamento 2020 29,9 MW 14,0 MWmédios 21º LEN 2015 R$ 233,59/MWh até 2049 Minas Gerais BNDES 13 1) Moeda Constante (dez/17). PCH Boa Vista II – Em Construção Status: concretagem das estruturas e montagem dos equipamentos em andamento
  • 14. 22 Total: R$ 10.432 milhões Distribuição3: R$ 9.802 milhões Geração4: R$ 455 milhões Comercialização & Serviços: R$ 176 milhões 1) Moeda constante; 2) Plano de investimentos divulgado no Release de Resultados do 4T17 de março de 2018; 3) Não leva em consideração as Obrigações Especiais (dentre outros itens financiados pelos consumidores); 4) Convencional + Renováveis. 2.617 Transmissão 2.139 2.108 2.217 2.117 1.852 14 Capex(e)1,2 2018-2022 | R$ Milhões
  • 15. Distribuição | 5 Distribuidoras Agrupadas 15 45 municípios 20.684 km² de área de concessão 1.175 km de rede de transmissão 447 mil clientes 2.796 Gwh em vendas na área de concessão CPFL Santa Cruz CPFL Paulista e CPFL Piratininga 21.592 km de rede de distribuição
  • 16. © CPFL 2017. Todos os direitos reservados.