A MP 579/2012 e a Lei 12.783/2013 promoveram alterações no setor elétrico brasileiro, incluindo a renovação antecipada de contratos de geração a preços reduzidos, corte de subsídios e encargos setoriais, e aporte do Tesouro para garantir descontos nas tarifas de energia elétrica.

1. Fevereiro, 2013

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

3. Agenda
Overview
Destaques Financeiros
MP 579
Cenário energético de curto prazo
Plano Estratégico
3

4. Destaques
• Maior player privado no setor elétrico brasileiro
• Market cap de ≈ R$19,5 bilhões1, listada na BM&F
Bovespa Novo Mercado e na NYSE (ADR Level III)
• 12M3T12 EBITDA de R$ 4,0 bilhões e lucro líquido de
R$ 1,4 bilhão
• Política de Dividendos diferenciada: >50% do lucro líquido,
em bases semestrais. Payout de ≈ 95% desde o IPO em
2004
• Presença concentrada nas regiões mais desenvolvidas do Brasil
• Liderança em distribuição por meio de 8 subsidiárias
• Liderança em Comercialização e um fornecedor de Serviços de Valor
Agregado de padrão internacional
• Liderança em Energia Renovável na América Latina
• 2o maior gerador privado com 2.961 MW de capacidade instalada (participação),
mais de 93% proveniente de fontes renováveis
4 1) Em 31/01/2013; 2) capacidade instalada equivalente CPFL Energia nos projetos.

5. Maior player privado no setor elétrico
Distribuição Geração Comercialização
Área de concessão (cativo + Energia convencional e Consumidores Livres e
TUSD) renovável Serviços de Valor Agregado
• 7,1 milhões de clientes • 2.961MW de capacidade • 217 consumidores livres
instalada total (participações)
• 569 municípios • 3 escritórios: alcance nacional
• Mais de 93% renovável
• 12M3T12 Vendas de 55.891 • 12M3T12 Vendas de 15.377
GWh • Maior portfolio de energia GWh5
alternativa na America Latina
• 12M3T121: • 12M3T121:
• 12M3T121:
o Receita líquida: R$10.596 mm o Receita líquida: R$1.863 mm
o Receita líquida: R$2.062 mm
o EBITDA: R$2.213 mm o EBITDA: R$1.568 mm o EBITDA: R$285 mm
o Lucro líquido: R$1.090 mm o Lucro líquido3: R$807 mm o Lucro líquido: R$136 mm
Líder em Distribuição2 2o maior player privado4 Líder em Comercialização6
CPFL CPFL CPFL
Outros Outros Outros
3 maiores players: 3 maiores players: 3 maiores players:
1) IFRS, excl. receita de construção e eliminações; 2) Fonte: EPE e companhias (Set-12); 3) Incl. Resultado de combinação de negócios (IFRS); 4) Fonte:
5
5
ANEEL (Dez-12); 5) Volumes de comercialização e geração vendidos para fora do grupo; 6) Fonte: CCEE (Out-12).

6. Agenda
Overview
Destaques Financeiros
MP 579
Cenário energético de curto prazo
Plano Estratégico
6

7. Resultados Econômico-Financeiros | CPFL Energia
Receita Líquida (R$ milhões) EBITDA (R$ milhões)
CAGR
+8,1% CAGR
+12,8% +12,2% 3.769 +18,7%
11.634 3.313
9.535 2.792
8.456
6.736 1.681
2004 2011 9M11 9M12 2004 2011 9M11 9M12
Lucro Líquido3 (R$ milhões) Margem EBITDA
CAGR
+28,1%
1.582 +5,4%
1.120 1.180
34.7%
33.0%
279
2004 2011 9M11 9M12 9M11 9M12
7
7 1) BRGAAP (padrão anterior); 2) IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Efeitos Não Recorrentes; 3) Não exclui participação não-controlador

8. Orçamento Base Zero | Resultados alcançados
Resultados das iniciativas de redução de custos P MSO
361 369 387 364 376 372
Nominal
152 149 158 165 157 159
209 220 229 199 219 213
1T11 1T12 2T11 2T12 3T11 3T12
375 369 404 404 372
364
158 149 165 169 159
Real
165
217 220 239 199 235 213
1T11 1T12 2T11 2T12 3T11 3T12
Economia
Pessoal: -9 Milhões Pessoal: 0 Pessoal: -10 Milhões
MSO: +3 Milhões MSO: -40 Milhões MSO: -22 Milhões
Total
9M12 Pessoal: Redução de R$19 Milhões | MSO: Redução de R$59 Milhões
8
8 1) IGP-M médio do período

9. Principais contratações de dívida realizadas em 2012
• Médio de CDI + 0,80% a.a. • Alongamento de dívidas
• Prazo: 7 anos • Capital de Giro
R$ 1.270 milhões
• Médio de 5,1% a.a
Distribuição • Capex
R$ 1.350 milhões • Prazo: até 10 anos
• Médio de 105,8% do CDI • Capital de Giro
R$ 426 milhões • Prazo: entre 3 e 5 anos • Alongamento de dívidas
• Médio de CDI + 1,70% a.a
• Aquisição Bons Ventos
R$ 430 milhões • Prazo: até 10 anos
CPFL • Médio de CDI + 0,50% a.a. • Aquisição Bons Ventos
Renováveis • Prazo: 8 anos • Capital de Giro
R$ 400 milhões
• Médio de CDI + 1,60% a.a.
• Aquisição Santa Luzia
• Prazo: 11 anos
R$ 160 milhões
A CPFL Energia contratou em 2012 mais de R$ 4,0 bilhões
9
9

10. Endividamento
Alavancagem1 | R$ bilhões 12,7
11,8
10,0 10,1
7,6 3,45x:
Considerando
contabilização
Dívida Líquida ajustada1/ pelo critério IFRS
EBITDA ajustado2 2,73 2,67 2,76 2,94
2,42
2010 2011 1T12 2T12 3T12
EBITDA ajustado2
3.151 3.665 3.782 4.264 4.315
R$ milhões
Custo da dívida bruta3 | últimos 12 meses Composição da dívida bruta3
17,7% Nominal Real
13,9%
13,4% 13,4%
12,1%
10,5%11,1% 10,7% 10,4% 9,8% TJLP CDI
9,4% 9,4%
7,9% 7,3% 7,1%
9,9% 4,9% 4,4% 4,3% 5,2% 5,2% 4,5%
Prefixado
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1T12
2T12
3T12
(PSI) IGP
1) Em consonância com metodologia de cálculo dos covenants financeiros; 2) EBITDA ajustado recorrente últimos 12 meses (cons. proporcional +
10
CVA); 3) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge

11. Perfil da dívida em 30/Set/2012
Cronograma de amortização da dívida1 (set/12) | R$ milhões
Prazo médio: 4,5 anos 5.163
Curto-prazo1 (12M): 11,9% do total
Cobertura do caixa:
1,3x amortizações
de curto-prazo (12M)
2.664 2.786
2.152 2.018 2.008
1.978
554
Caixa² Curto Prazo³ 4T13 2014 2015 2016 2017 2018+
1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$ 314 milhões) e hedge (efeito líquido positivo de R$ 503 milhões); 2) IFRS (contábil)
11
3) Considera amortização a partir de 01/out/12 até 30/set/13

12. Agenda
Overview
Destaques Financeiros
MP 579
Cenário energético de curto prazo
Plano Estratégico
12

13. MP 579 | Cronologia
Cronograma de etapas definido pela ANEEL/MME
15/10/12 01/11/12 04/12/12 11/01/13 24/01/13
Prazo para Divulgação das Assinatura dos Conversão da ANEEL anuncia
manifestação minutas de Termos Aditivos MP579 na Lei redução das
de interesse de Aditivos aos contratos Contratuais 12.783/13 tarifas de
renovação de de Concessão (G e T) energia
contratos de de G e de T elétrica
concessão
Publicação das tarifas
de Geração e da
Receita Anual
Permitida (RAP) da
Transmissão
Convocação das
empresas de G e de T
para assinar Termos
Aditivos aos Contratos
de Concessão
13

14. MP 579 / Lei 12.783 | Principais alterações
• Alocação de cotas de energia resultantes das geradoras com concessões renovadas a um preço
médio de R$ 32,89/MWh
• Redução dos custos de transmissão (de R$ 5,9 bilhões para R$ 2,4 bilhões)
• Redução dos encargos setoriais (Extinção da RGR¹ e da CCC, redução da CDE em 75%)
• Retirada de subsídios da estrutura tarifária, com aporte direto do Tesouro Nacional
• Centralização de recursos na CDE, com aporte da União, para garantir os descontos nas tarifas de energia
(MP 605/13) - receita de R$ 14 bilhões para 2013
Receitas (em R$ milhões) Despesas (em R$ milhões)
Saldo CCC 1.310 Luz para Todos 2.027 • Efeito médio de redução:
20,2%
Saldo CDE Saldo CDE = R$ 2,5 bi
2.476 Baixa Renda 2.200
• Consumidores residenciais:
UBP UBP 673 CCC 4.043 mínimo de 18%
Multas 177 Carvão Mineral 1.003 • Consumidores de alta tensão:
Aporte do Tesouro 8.460 Subsídios 4.461 o desconto pode chegar a
32%
Quotas CDE 1.024 Equalização 386
Total 14.121 Total 14.121
Fonte: Aneel
• Cessão de excedentes de energia dos consumidores Livres e Especiais
14 1) Para distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas

15. MP 579 | Lei 12.783 | Impactos nas tarifas
Proposta Original Redução Adesão à Redução Redução
Previsão Prevista MP579 após adesão Final
• Redução de R$ 9,5 Bi nos
encargos (55% do total da conta
de encargos) 100% de
-7,0% -7,0% - 7,0%
• Eliminação da RGR e da CCC cumprimento
• Redução de 75% da CDE
• Renovação de 11.005 MW
médios
72% de
• Redução de 68% no preço de -8,3% -5,0% - 5,0%
adesão
energia renovada (R$ 95,00 para
R$ 30,00)
• Renovação de 62% do total de
RAP
100% de
-4,9% - 4,9% - 4,9%
• Redução da RAP de R$ 5,9 bi adesão
para R$ 2,4 bi (59%)
R$ 5,2 bilhões
• Não previsto - -
- 3,3%
• R$ 3,3 bilhões - R$ 3,3 bilhões
Total -20,2% -16,9% -20,2%
15 1) Para distribuidoras, novos empreendimentos de transmissão e concessões prorrogadas

16. MP 579 | Vencimento das concessões de ativos controlados pela CPFL Energia
2015 … 2027 2028 2032 2035 2036 2039
Disribuição CPFL CPFL UHE Luis UHE UHE Foz do UHE
~3% Paulista Piratininga Eduardo Campos Chapecó Serra da
CPFL Santa
EBITDA Magalhães Novos Mesa
Cruz
CPFL RGE UHE Barra
CPFL Jaguari Energia Grande
CPFL Sul 19 PCHs
Paulista (CPFL UHE Castro
CPFL Leste Renováveis) Alves
Paulista
CPFL Mococa <1% 1 UTE UHE Monte
capacidade (Carioba) Claro
instalada
CPFL UHE 14 de
Geração
Energia Julho
PCH Rio do
Peixe (I/II)
PCH Macaco
Branco A CPFL Energia já solicitou junto à Aneel
a renovação de suas concessões vincendas em 2015
16

17. MP 579 | Regulação na Distribuição x Geração
Tarifa Média1 (CPFL Piratininga) - [R$/MWh]2
-24%
R$/MWh % R$/MWh %
82
-13,3 -16% -22,1 -27%
Tributos (22%) (26%)
(22%)
Encargos (6%)
(7%) (22%)
setoriais (11%) 20,0 88% -4,2 -18%
(22%)
(14%)
Distribuição (18%) (7%) -25,6 -38% -26,0 -39%
(18%) (13%)
Transmissão (9%) (13%) (7%) (15%) -7,4 -24% -21,6 -69%
(7%)
(8%) (4%)
Geração -25,8 -16% -18,5 -11%
(45%) (41%) (47%) (53%)
(44%)
1º CRTP 2º CRTP 3º CRTP RTA 2012 Tarifa 2012
2003-2006 2007-2010 2011-2014 pós RTE
O segmento de Distribuição, intensivo nas despesas de O&M, tem passado por revisões tarifárias
periódicas para redução de custos e aumento da eficiência, enquanto os segmentos de Geração e
Transmissão, intensivos em capital, não sofriam a mesma regulação
1) Média de todas as classes e tensões; não contempla componentes financeiros.
17
2) Valores reais de dezembro/12 | Fonte: CPFL Energia. Valores corrigidos por IPCA.

18. A CPFL e o setor elétrico após a MP 579
Para a CPFL Para o setor
“Cenário de Oportunidades” Preocupação com a “Segurança do Sistema”
• Custo de O&M abaixo da faixa apresentada • Leilão A-0: para contratação de pouco mais de 2
pela MP 579: oportunidades de participação dos
mil MW médios pelas distribuidoras (previsão: até
leilões dos ativos que não tiveram suas concessões
o fim do 1S13)
renovadas
• Ambiente mais competitivo para o • Leilões regionais de energia: avaliação da
segmento de comercialização: oportunidades necessidade de cada região com o intuito de
de consolidação para a CPFL Brasil redução do custo de instalação e de operação de
longas linhas de transmissão (em discussão)
• Manutenção da geração de caixa de longo • Contratação de térmicas pelo critério de
prazo: maior robustez para gestão e expansão quantidades (a exemplo das UHEs): objetivo
dos negócios de colocar as usinas para operam em plena
capacidade ao longo do ano (em discussão)
Impactos na Tarifa das Distribuidoras do Grupo CPFL:
-18,07% -18,39% -22,00% -19,66% -23,38% -18,01% -18,34% -20,92%
18

19. Agenda
Overview
Destaques Financeiros
MP 579
Cenário energético de curto prazo
Plano Estratégico
19

20. Condições Energéticas do Sistema
No momento, a capacidade de armazenamento encontra-se
em seu nível mais baixo desde 2001
100
90
80
70
60
50 51,5
39,7 40,5 40,7
37,8
40 35,6
34,9 34,1 30,6
32,1 33,1
37,8 27,6 32,5
30
23,7 24,1 24,2
30,6
20 05/fev (real)
10 39,7%
0
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
2008 2009 2010 2011 2012 2013
De acordo com o ONS, as perspectivas são
As hidrelétricas respondem por 84,4 GW, ~70%
favoráveis para a recuperação dos níveis dos
da capacidade instalada total.
reservatórios em Fevereiro.
20

21. Condições Energéticas do Sistema
Evolução Líquida da Capacidade Instalada de Usinas Térmicas no SIN
2001 a 2012¹ (em MW) – somente UTEs movidas a óleo e gás
18.234 18.358
15.692 15.692
13.201 13.988
12.497 12.951 12.329
11.259 11.684
8.495
4.002
2.542
1.691 1.703
645 873 787 125
-1.238 -1.266
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Capacidade Instalada Acumulada Capacidade Adicionada
Desde o racionamento de energia em 2001, foram adicionados 9.863 MW de capacidade
instalada de usinas térmicas na matriz de geração de energia elétrica, a fim de garantir a
segurança do abastecimento do sistema
21 1) Fonte: ONS

22. Condições hidrológicas em recuperação | Vazão nos Subsistemas1
61,8 9,3
GWm GWm
• Em Janeiro houve recuperação da vazão no Subsistema SE/CO, responsável por 70% da
capacidade de armazenamento do SIN em função do volume de chuva em suas bacias
• No NE, a recuperação passou a ser observada a partir do dia 20 de Janeiro
• Atualmente, prevemos uma vazão de 97% da Média de Longo Termo para o SIN
1) O setor elétrico trata a vazão afluente em termos de quantidade de energia através da grandeza denominada Energia Natural Afluente – ENA,
22 e trabalha com estes valores referenciados a Média de Longo Termo – MLT.

23. Risco de Decretar Racionamento de Energia | Consultoria PSR
Devido à melhora nas condições hidrológicas do Sistema Interligado Nacional,
principalmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o Risco de Decretar Racionamento
de Energia, calculado pela consultoria PSR, caiu de 9%, na visão de Janeiro, para 4,3%
na visão de Fevereiro.
Risco de Racionamento de Energia | PSR
9,0% Cálculo PSR
Risco de decretar racionamento em 2013,
simulando a operação até final de Abril com todas
termelétricas acionadas e obtendo a proporção de
cenários com armazenamento inferior a 38% do
4,3% volume útil. A Energia Natural Afluente do SIN foi
projetada em 68% MLT para a visão Janeiro e
89% MLT na visão de Fevereiro. No cálculo de
Fevereiro foi considerada uma redução de
1.000MW na capacidade de geração térmica
devido à falha de algumas usinas.
Visão Janeiro Visão Fevereiro
23

24. Agenda
Overview
Destaques Financeiros
MP 579
Cenário energético de curto prazo
Plano Estratégico
24

25. A CPFL pretende crescer de forma significativa e com excelência operacional nos
segmentos de D, G, C e S
A CPFL em 2017
DISTRIBUIÇÃO GERAÇÃO COMERCIALIZAÇÃO SERVIÇOS
Líder em Estruturação e
Líder em Distribuição 2o maior player privado
comercialização integração
• 13% de market share • Capacidade instalada • 10% de market share • Arrecadação (CPFL
de 2.961 MW Total)
• 7,1 milhões de clientes • 217 clientes livres em
• Criação da CPFL todo o país • Call center (CPFL
Renováveis (maio/11) Atende)
• Serviços técnicos
(CPFL Serviços)
Maior empresa de
Consolidador em Líder em Renováveis na Líder em
serviços do setor
Distribuição América Latina comercialização
elétrico
• ~25% de market • Convencional: • Líder em vendas de • Forte crescimento:
share capacidade instalada energia e rentabilidade receita – ~400% até
• Referência em acima de 3GW • Líder na venda de 2017
excelência operacional • Renováveis: Líder na energia renovável no • Diversificação de
através de inovação e América Latina mercado livre serviços à base de
tecnologia (capacidade instalada clientes e integração
acima de 4 GW1) com outros negócios
• Referência em
excelência operacional
25 1) Até 2020

26. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Distribuição
13,0% 11,3% 10,0%
Remuneração Regulatória 7,5% Maior eficiência na
Melhoria do cenário macro
alocação de capital
propicia a queda dos retornos
99%
88% 85%
Mundo 67% 60% Consolidação e ganhos de
56% 50%
Setor é caracterizado por escala sendo revertidos
forte concentração na produtividade
Brasil
Setor ainda é fragmentado, 1 Oportunidades de
com 6 empresas controlando consolidação no setor
cerca de 50% do mercado
26 1) Desconsiderando a Celpa.

27. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Geração
Crescimento estimado em Geração | Capacidade instalada (MW)
Foz Chapecó
CAGR 2000-15e = 23% a.a Epasa
Enercan Ceran Baldin
Semesa Baesa Criação
CPFL Renováveis
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Ativos da privatização Brownfield Greenfield
CPFL Energia: Geração Convencional + Renováveis Ranking | Geradores no Brasil
EBITDA (12M3T12) | R$ bilhões
2009 2011 2012 2015
Eletrobras 7,2
EOL Santa Clara
CPFL Renováveis
EOL Atlântica Tractebel 3,1
UTE Bio Formosa
UTE Bio Ipê e Bio Cesp 2,4
UTE Bio Buriti
Pedra
EOL Jantus Cemig 1,9
UTE Ester
PCH Salto Goes AES Tietê 1,5
1.737 MW 2.644 MW 2.961 MW CPFL
EDP 1,2
Duke 0,8
27 Empresas impactadas pela MP579

28. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Comercialização de Energia
Número de clientes livres no Brasil
Cliente Competitivo (nº) Cliente Especial (nº)
Maior que 3 MW 0,5 a 3 MW
CAGR: 6,5% CAGR: 49,8%
514 587
456 446 485 967
455 587
192 219
Dez/08 Dez/09 Dez/10 Dez/11 Nov/12 Dez/08 Dez/09 Dez/10 Dez/11 Nov/12
Número de comercializadores CPFL Brasil está em posição de vantagem
Agentes de Comercialização (nº) para enfrentar desafios
CAGR: 30,3% 147
• Portfólio diversificado e com grande volume de energia
107
83 • Equipe renomada de especialistas de mercado
51 62
• Governança e solidez financeira
• Cultura de gestão de riscos estruturada em prática
2008 2009 2010 2011 2012
• Lastro já contratado
28 Fonte: Aneel e CCEE

29. Plano Estratégico CPFL | Crescimento Estratégico | Serviços
Em 2012 as operações de serviços foram consolidadas e as empresas
estão prontas para atingir seu potencial de crescimento
• Modernização das construções de redes (CCM)
• Construção da maior Usina Solar do país (Tanquinho)
• Consolidação das operações de call center com o grupo
e início das negociações com o mercado
• Constituição da CPFL Total
• Construção da Subestação Piracicaba 440/138 KV arrematada
no Leilão de Transmissão em 05/dez/12 Sólido plano de
Resultados econômico-financeiros (R$ milhões) crescimento até 2017
Receita Líquida EBITDA
+86% 139 +106%
29
75
14
nect serviços
9M11 9M12 9M11 9M12
29