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Resultados 1T17
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 1T17
3
1) Excluindo a RGE Sul; 2) Excluindo um grande cliente A1, cuja redução
da demanda não impacta a parcela B; 3) Considera os investimentos em
transmissão, no montante de R$ 38 milhões; 4) Critério dos covenants
financeiros.
 Carga estável medida na área de concessão (-0,4%)1
 Manutenção da demanda contratada: -0,6% Fora Ponta e -0,2% Ponta (mar/17 x mar/16)1,2
 Aumentos de 27,7% na Receita Operacional Líquida e de 15,6% no EBITDA
 Investimentos de R$ 681 milhões3
 Dívida líquida de R$ 13,8 bilhões e alavancagem de 3,30x Dívida Líquida/EBITDA4
 Reajuste tarifário da CPFL Paulista, em abr/17, com um efeito médio de -10,50%
a ser percebido pelos consumidores
 Reajuste tarifário da RGE Sul, em abr/17, com um efeito médio de -6,43% a
ser percebido pelos consumidores
 Status atual da transação State Grid: laudo de avaliação da OPA Unificada em
elaboração, conforme aprovado na AGE de 27/mar/17
 Lançamento da Envo, empresa que oferecerá soluções em geração
distribuída solar, principalmente para clientes residenciais
 Divulgação, em 05/abr/17, do Relatório Anual 2016
4
Total: R$ 1.196 milhões
 EBITDA1 por segmento | 1T17 | R$ milhões  Distribuição | R$ milhões
 Geração Convencional | R$ milhões
 Geração Renovável | R$ milhões Comerc., Serviços e Outros | R$ milhões
Geração Convenc.
24%
Comerc., Serviços e Outros
4%
Distribuição
52%
Renováveis
20%
Destaques 1T17 | EBITDA1
1) O EBITDA é calculado a partir da soma do lucro líquido, impostos, resultado financeiro e depreciação/amortização, conforme Instrução CVM 527/12.
1T16 1T17
5,9%
1T16 1T17
16,4%
1T16 1T17
41,0%
1T16 1T17
60,6%
5
Vendas de Energia no 1T17
 Vendas na área de
concessão (c/ RGE Sul)5
GWh
14.147
16.715
+28,8%
Cliente Livre Cativo
+18,1%
+14,5%
 Vendas por classe de consumo
(s/ RGE Sul)4,5 | GWh
Resid.
-2,2% -0,7% +4,0%
Comerc.Indust. Demais
-6,5%
Cliente Livre Cativo
6.741 6.716
+17,1%
 Carga na área de concessão
(s/ RGE Sul)3,4,5 | MW médios
-0,4%
 Aumento nas vendas na área de concessão (+18,1%)
 RGE Sul (1T17) acrescentou 2.549 GWh nas vendas
 Desconsiderando a RGE Sul:
• Carga estável medida na área de concessão (-0,4%)
• Vendas estáveis na área de concessão (+0,1%)
• Manutenção da demanda contratada: -0,6% Fora Ponta e -0,2% Ponta
(mar/17 x mar/16)¹
• Perdas2 de 8,69% no 1T16 e 9,08% no 4T16 para 9,14% no 1T17
(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: -0,2%; Cliente livre: +18,5%; Vendas na
área de concessão: +0,8%, Cliente livre: +20,0% e Classe industrial: -0,3%; 5) RGE Sul (1T17).
+0,1%
 Vendas na área de
concessão (s/ RGE Sul)4,5
GWh
14.147 14.166
+16,1%
+0,1%
-5,3%
14.147 14.166
Cliente Livre Cativo
+1,5%
6
 Evolução da PDD | % da Receita Bruta1
 Ações de cobrança | Cortes (em milhares)
Média: 0,59%
Média 1T15-1T17:
0,65%
Inadimplência 1T17
1) PDD/Receita de Fornecimento 2) Receita de Fornecimento – últimos 12 meses.
 Total de Contas de Energia em Atraso – Acima de
90 dias | em % faturamento – últimos 12 meses²
Destaques do Período  Capacidade Instalada1 | 1T17 (%)
7
 Situação hidrológica desfavorável levou o PLD (SE/CO) de
R$ 49/MWh em abr/16 para R$ 371/MWh em abr/17
1) Considera a participação societária em cada projeto.
 Nível de reservatórios no SIN | %
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
2001 2013 2014 2015 2016 2017
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
2001 2013 2014 2015 2016 2017
 Nível de reservatórios no Nordeste | %
10/maio (atual):
39,4%
Renováveis
Convencional
3.128 3.258
14,2%
4,2%
-0,1%
10/maio (atual):
21,0%
Geração: Performance no 1T17
49
76
61
83
116
149
200
166
122
121
128 216
371
abr/16
mai/16
jun/16
jul/16
ago/16
set/16
out/16
nov/16
dez/16
jan/17
fev/17
mar/17
abr/17
 Evolução do PLD (SE/CO)
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida
1T17
R$ 232
milhões
1T16
R$ 232
milhões
1T17
R$ 1.196
milhões
1T16
R$ 1.035
milhões
1T17
R$ 5.539
milhões
1T16
R$ 4.337
milhões
27,7%
R$ 1.202 milhões
1T17
R$ 206
milhões
1T16
R$ 232
milhões
1T17
R$ 1.078
milhões
1T16
R$ 1.035
milhões
1T17
R$ 4.772
milhões
1T16
R$ 4.337
milhões
IFRS
IFRS (-) RGE Sul
10,0%
R$ 436 milhões
-0,1%
R$ 0,3 milhão
-11,5%
R$ 27 milhões
Resultados 1T17
8
EBITDA:
Distribuição: var. total de +R$ 35 MM
• RGE Sul (+R$ 117 MM)
• Mercado (+R$ 14 MM)
• Ativo financeiro da concessão (-R$ 47 MM)
• PMSO gerenciável + PDD + Reforço nas ações de
cobrança (-R$ 39 MM)
Geração Renovável: var. total de +R$ 69 MM
• Sazonalização (+R$ 35 MM)
• Entrada em operação das eólicas - ACL (+R$ 32 MM)
Principais Efeitos Observados EBITDA:
Geração Convencional: var. total de +R$ 41 MM
• Reajuste de preço dos contratos (+R$ 24 MM)
Comerc., Serv. e Outros: var. total de +R$ 16 MM
• Ganho de margem por preço e volume (+R$ 25 MM)
Lucro Líquido:
Resultado Financeiro: var. total de -R$ 117 MM
• Atualização do ativo/passivo fin. setorial (-R$ 73 MM)
• RGE Sul (-R$ 28 MM)
• MTM (-R$ 19 MM)
15,6%
R$ 161 milhões
4,2%
R$ 44 milhões
Endividamento | Controle de covenants financeiros
9
3.399 3.736 3.584 4.117 4.192
EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
Nominal
Real
 Alavancagem1 l R$ bilhões
 Custo da dívida bruta3,4 l últimos 12 meses
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 4) Dívida financeira (-) hedge
 Composição da dívida bruta
por indexador | 1T171,4
CDI
Prefixado
TJLP
Inflação
Perfil da dívida | 31 de março de 2017
10 1) Considera o principal da dívida incluindo hedge; 2) Critério dos covenants financeiros; 3) Curto Prazo (abr/17 – mar/18) = R$ 3.441 milhões.
Cobertura do caixa:
1,39x amortizações
de curto-prazo (12M)
Prazo médio: 2,80 anos
Curto-prazo (12M): 18,9% do total
4.510
Curto Prazo³
Longo Prazo
 Cronograma de amortização da dívida1,2 l mar/17 | R$ milhões
Entrada em
operação em
2018-2020(e)
75 MW
de capacidade
instalada
41
MWmédios
de energia
assegurada
1) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 2) Moeda Constante (mar/17).
Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II
Entrada Operação 20181 2020
Capacidade
Instalada
48,3 MW 26,5 MW
Energia Assegurada 26,1 MWmédios 14,8 MWmédios
PPA2 18º LEN 2014
R$ 156,50/MWh até 2037
21º LEN 2015
R$ 225,53/MWh
até 2049
Financiamento
BNDES e BNB
(em análise)
BNDES
(em análise)
11
Projetos de Crescimento: Geração | Projetos Greenfield
Pipeline de 3 GW
Lançamento da Empresa de Geração Solar
Inaugurada em 02 de
maio, a Envo oferece
energia limpa e
renovável e ainda uma
redução de até 95%
conta de energia de seus
clientes
A Envo oferece solução para que famílias possam gerar energia elétrica solar
em casa e, assim, obter uma economia expressiva na conta de energia.
A solução entrega um projeto que avalia o potencial individual de cada
residência, gestão da homologação junto à distribuidora local, fornecimento
e instalação de todos os equipamentos necessários.
A Solução
Área de atuação
Neste primeiro momento, os esforços de venda e o foco inicial de atuação
da Envo serão as cidades da região de Campinas, Sorocaba, Jundiaí e
arredores. A empresa já tem planos para expandir em outras localidades do
Estado.
12
22
Capex(e)1,2 2017-2021 | R$ Milhões
13
Total:
R$ 10.438 milhões
Distribuição3:
R$ 9.222 milhões
Geração4:
R$ 1.011 milhões
Comercialização & Serviços:
R$ 157 milhões
1) Moeda constante; 2) Plano de investimentos divulgado no Release de Resultados do 1T17 de 11 de maio de 2017; 3) Não leva em consideração as Obrigações Especiais (dentre
outros itens financiados pelos consumidores); 4) Convencional + Renováveis.
2.288
Transmissão:
R$ 48 milhões
2.770
2.033 1.982
1.914
1.739
14
OPA
Unificada
OPA
Mandatória
OPA de
Deslistagem
OPA de
Alteração de
Categoria
Registro da
OPA
Unificada
R$ 25,51/ação
(corrigido pela Selic)
54,6% 45,4%
Aquisição das participações
societárias da Camargo
Corrêa, Previ e Bonaire
(54,6% do total da CPFL
Energia
Estrutura Societária | Transação State Grid
Free Float
Pedido de
registro da
OPA na CVM
Conclusão
da
Transação
Prazo de
30 dias23/01/17 22/02/17
Status atual:
- AGE de 27/03/17 da CPFL Energia decidiu:
i. alteração do registro de companhia aberta, de categoria “A” para
categoria “B”, e deslistagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA –
APROVADO
ii. escolha da empresa para elaboração do laudo de avaliação –
CREDIT SUISSE
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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 1T17 3 1) Excluindo a RGE Sul; 2) Excluindo um grande cliente A1, cuja redução da demanda não impacta a parcela B; 3) Considera os investimentos em transmissão, no montante de R$ 38 milhões; 4) Critério dos covenants financeiros.  Carga estável medida na área de concessão (-0,4%)1  Manutenção da demanda contratada: -0,6% Fora Ponta e -0,2% Ponta (mar/17 x mar/16)1,2  Aumentos de 27,7% na Receita Operacional Líquida e de 15,6% no EBITDA  Investimentos de R$ 681 milhões3  Dívida líquida de R$ 13,8 bilhões e alavancagem de 3,30x Dívida Líquida/EBITDA4  Reajuste tarifário da CPFL Paulista, em abr/17, com um efeito médio de -10,50% a ser percebido pelos consumidores  Reajuste tarifário da RGE Sul, em abr/17, com um efeito médio de -6,43% a ser percebido pelos consumidores  Status atual da transação State Grid: laudo de avaliação da OPA Unificada em elaboração, conforme aprovado na AGE de 27/mar/17  Lançamento da Envo, empresa que oferecerá soluções em geração distribuída solar, principalmente para clientes residenciais  Divulgação, em 05/abr/17, do Relatório Anual 2016
  • 4. 4 Total: R$ 1.196 milhões  EBITDA1 por segmento | 1T17 | R$ milhões  Distribuição | R$ milhões  Geração Convencional | R$ milhões  Geração Renovável | R$ milhões Comerc., Serviços e Outros | R$ milhões Geração Convenc. 24% Comerc., Serviços e Outros 4% Distribuição 52% Renováveis 20% Destaques 1T17 | EBITDA1 1) O EBITDA é calculado a partir da soma do lucro líquido, impostos, resultado financeiro e depreciação/amortização, conforme Instrução CVM 527/12. 1T16 1T17 5,9% 1T16 1T17 16,4% 1T16 1T17 41,0% 1T16 1T17 60,6%
  • 5. 5 Vendas de Energia no 1T17  Vendas na área de concessão (c/ RGE Sul)5 GWh 14.147 16.715 +28,8% Cliente Livre Cativo +18,1% +14,5%  Vendas por classe de consumo (s/ RGE Sul)4,5 | GWh Resid. -2,2% -0,7% +4,0% Comerc.Indust. Demais -6,5% Cliente Livre Cativo 6.741 6.716 +17,1%  Carga na área de concessão (s/ RGE Sul)3,4,5 | MW médios -0,4%  Aumento nas vendas na área de concessão (+18,1%)  RGE Sul (1T17) acrescentou 2.549 GWh nas vendas  Desconsiderando a RGE Sul: • Carga estável medida na área de concessão (-0,4%) • Vendas estáveis na área de concessão (+0,1%) • Manutenção da demanda contratada: -0,6% Fora Ponta e -0,2% Ponta (mar/17 x mar/16)¹ • Perdas2 de 8,69% no 1T16 e 9,08% no 4T16 para 9,14% no 1T17 (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: -0,2%; Cliente livre: +18,5%; Vendas na área de concessão: +0,8%, Cliente livre: +20,0% e Classe industrial: -0,3%; 5) RGE Sul (1T17). +0,1%  Vendas na área de concessão (s/ RGE Sul)4,5 GWh 14.147 14.166 +16,1% +0,1% -5,3% 14.147 14.166 Cliente Livre Cativo +1,5%
  • 6. 6  Evolução da PDD | % da Receita Bruta1  Ações de cobrança | Cortes (em milhares) Média: 0,59% Média 1T15-1T17: 0,65% Inadimplência 1T17 1) PDD/Receita de Fornecimento 2) Receita de Fornecimento – últimos 12 meses.  Total de Contas de Energia em Atraso – Acima de 90 dias | em % faturamento – últimos 12 meses²
  • 7. Destaques do Período  Capacidade Instalada1 | 1T17 (%) 7  Situação hidrológica desfavorável levou o PLD (SE/CO) de R$ 49/MWh em abr/16 para R$ 371/MWh em abr/17 1) Considera a participação societária em cada projeto.  Nível de reservatórios no SIN | % Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2001 2013 2014 2015 2016 2017 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2001 2013 2014 2015 2016 2017  Nível de reservatórios no Nordeste | % 10/maio (atual): 39,4% Renováveis Convencional 3.128 3.258 14,2% 4,2% -0,1% 10/maio (atual): 21,0% Geração: Performance no 1T17 49 76 61 83 116 149 200 166 122 121 128 216 371 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17 abr/17  Evolução do PLD (SE/CO)
  • 8. Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida 1T17 R$ 232 milhões 1T16 R$ 232 milhões 1T17 R$ 1.196 milhões 1T16 R$ 1.035 milhões 1T17 R$ 5.539 milhões 1T16 R$ 4.337 milhões 27,7% R$ 1.202 milhões 1T17 R$ 206 milhões 1T16 R$ 232 milhões 1T17 R$ 1.078 milhões 1T16 R$ 1.035 milhões 1T17 R$ 4.772 milhões 1T16 R$ 4.337 milhões IFRS IFRS (-) RGE Sul 10,0% R$ 436 milhões -0,1% R$ 0,3 milhão -11,5% R$ 27 milhões Resultados 1T17 8 EBITDA: Distribuição: var. total de +R$ 35 MM • RGE Sul (+R$ 117 MM) • Mercado (+R$ 14 MM) • Ativo financeiro da concessão (-R$ 47 MM) • PMSO gerenciável + PDD + Reforço nas ações de cobrança (-R$ 39 MM) Geração Renovável: var. total de +R$ 69 MM • Sazonalização (+R$ 35 MM) • Entrada em operação das eólicas - ACL (+R$ 32 MM) Principais Efeitos Observados EBITDA: Geração Convencional: var. total de +R$ 41 MM • Reajuste de preço dos contratos (+R$ 24 MM) Comerc., Serv. e Outros: var. total de +R$ 16 MM • Ganho de margem por preço e volume (+R$ 25 MM) Lucro Líquido: Resultado Financeiro: var. total de -R$ 117 MM • Atualização do ativo/passivo fin. setorial (-R$ 73 MM) • RGE Sul (-R$ 28 MM) • MTM (-R$ 19 MM) 15,6% R$ 161 milhões 4,2% R$ 44 milhões
  • 9. Endividamento | Controle de covenants financeiros 9 3.399 3.736 3.584 4.117 4.192 EBITDA ajustado1,2 R$ milhões Nominal Real  Alavancagem1 l R$ bilhões  Custo da dívida bruta3,4 l últimos 12 meses Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 4) Dívida financeira (-) hedge  Composição da dívida bruta por indexador | 1T171,4 CDI Prefixado TJLP Inflação
  • 10. Perfil da dívida | 31 de março de 2017 10 1) Considera o principal da dívida incluindo hedge; 2) Critério dos covenants financeiros; 3) Curto Prazo (abr/17 – mar/18) = R$ 3.441 milhões. Cobertura do caixa: 1,39x amortizações de curto-prazo (12M) Prazo médio: 2,80 anos Curto-prazo (12M): 18,9% do total 4.510 Curto Prazo³ Longo Prazo  Cronograma de amortização da dívida1,2 l mar/17 | R$ milhões
  • 11. Entrada em operação em 2018-2020(e) 75 MW de capacidade instalada 41 MWmédios de energia assegurada 1) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 2) Moeda Constante (mar/17). Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II Entrada Operação 20181 2020 Capacidade Instalada 48,3 MW 26,5 MW Energia Assegurada 26,1 MWmédios 14,8 MWmédios PPA2 18º LEN 2014 R$ 156,50/MWh até 2037 21º LEN 2015 R$ 225,53/MWh até 2049 Financiamento BNDES e BNB (em análise) BNDES (em análise) 11 Projetos de Crescimento: Geração | Projetos Greenfield Pipeline de 3 GW
  • 12. Lançamento da Empresa de Geração Solar Inaugurada em 02 de maio, a Envo oferece energia limpa e renovável e ainda uma redução de até 95% conta de energia de seus clientes A Envo oferece solução para que famílias possam gerar energia elétrica solar em casa e, assim, obter uma economia expressiva na conta de energia. A solução entrega um projeto que avalia o potencial individual de cada residência, gestão da homologação junto à distribuidora local, fornecimento e instalação de todos os equipamentos necessários. A Solução Área de atuação Neste primeiro momento, os esforços de venda e o foco inicial de atuação da Envo serão as cidades da região de Campinas, Sorocaba, Jundiaí e arredores. A empresa já tem planos para expandir em outras localidades do Estado. 12
  • 13. 22 Capex(e)1,2 2017-2021 | R$ Milhões 13 Total: R$ 10.438 milhões Distribuição3: R$ 9.222 milhões Geração4: R$ 1.011 milhões Comercialização & Serviços: R$ 157 milhões 1) Moeda constante; 2) Plano de investimentos divulgado no Release de Resultados do 1T17 de 11 de maio de 2017; 3) Não leva em consideração as Obrigações Especiais (dentre outros itens financiados pelos consumidores); 4) Convencional + Renováveis. 2.288 Transmissão: R$ 48 milhões 2.770 2.033 1.982 1.914 1.739
  • 14. 14 OPA Unificada OPA Mandatória OPA de Deslistagem OPA de Alteração de Categoria Registro da OPA Unificada R$ 25,51/ação (corrigido pela Selic) 54,6% 45,4% Aquisição das participações societárias da Camargo Corrêa, Previ e Bonaire (54,6% do total da CPFL Energia Estrutura Societária | Transação State Grid Free Float Pedido de registro da OPA na CVM Conclusão da Transação Prazo de 30 dias23/01/17 22/02/17 Status atual: - AGE de 27/03/17 da CPFL Energia decidiu: i. alteração do registro de companhia aberta, de categoria “A” para categoria “B”, e deslistagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA – APROVADO ii. escolha da empresa para elaboração do laudo de avaliação – CREDIT SUISSE - Laudo de avaliação da OPA Unificada em elaboração Categorias “A” e “B” possuem nível similar de disclosure
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