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Resultados 2T16
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 2T16
3
1) Visão gerencial; 2) Exclui receita de construção; 3) Saldo
ajustado pelas obrigações especiais.
 Estabilidade da carga medida na área de concessão (-0,2%) – cativo (+1,8%) e cliente livre (-5,1%)
 Manutenção da demanda contratada: +0,5% Fora Ponta e +1,1% Ponta (jun/16 x jun/15)
 Redução de 15,4% na Receita Líquida1,2 e aumento de 8,1% no EBITDA1
 Reajuste tarifário da RGE, em jun/16, com um efeito médio de -7,51% a ser
percebido pelos consumidores
 Redução de 77% no saldo de CVA – de R$ 737 milhões em mar/16 para R$ 170 milhões
em jun/163
 Investimentos de R$ 504 milhões
 Dívida líquida de R$ 11,7 bilhões e alavancagem de 3,10x dívida líquida / Ebitda1
 Entrada em operação de 36 UGs dos complexos eólicos Campo dos Ventos e
São Benedito (75,6 MW) até jul/16
 Anúncio da proposta de aquisição da participação societária da Camargo
Corrêa pela State Grid, no valor de R$ 25/ação – pendente do processo
de due diligence e de aprovações da Aneel e do CADE
 Anúncio da aquisição da distribuidora AES Sul – pendente
de aprovações da Aneel e dos credores
Destaques 2T16 | EBITDA Gerencial1
4 1) Ajustado por consolidação proporcional dos ativos de geração, variação cambial de Itaipu e itens não recorrentes; 2) Desconsidera Ebitda da holding.
Distribuição: Vendas de energia no 2T16
5
 Vendas na área
de concessão3 | GWh
14.191 13.902
-8,1%
Cliente Livre Cativo
-2,0%
0,4%
 Vendas por classe
de consumo3 | GWh
Resid.
1,0%
-9,3%
3,4%
Comerc. Indust. Demais2T15
4,2%
2T16
1,8%
Cliente Livre Cativo
6.342 6.332
-5,1%
 Carga na área de
concessão2,3 | MW médios
-0,2%
 Perfil do Mercado na
área de concessão | 2T16
 Estabilidade da carga medida na área de concessão (-0,2%)
 Classes Residencial e Comercial voltaram a apresentar taxas
positivas, influenciadas pela alta temperatura de abril (+4,2% e
+1,0%, respectivamente)
 Manutenção da demanda contratada: +0,5% Fora Ponta e +1,1%
Ponta (jun/16 x jun/15)
 Perdas1: de 8,84% no 1T16 para 9,01% no 2T16 (alteração no mix
de mercado, aumento do número de cortes)
Destaques do Período
1) Os valores reportados foram adequados ao critério ANEEL (carga dos clientes A1 são expurgados da conta); 2) Carga líquida de perdas; 3) Desconsiderando o consumo de um grande
consumidor do setor siderúrgico - Carga na área de concessão: +0,6% e Cliente Livre: -2,6%; Vendas na área de concessão: -0,2%, Cliente Livre: -2,0%, Classe Industrial: -5,3%.
-2,0%
Inadimplência | Reforço da PDD e foco no cliente D90
6
 Total de Contas de Energia em atraso | em %
faturamento dos últimos 12 meses
1) PDD/Receita de Fornecimento
 PDD (% Receita Bruta)¹ | Peers
D1 D2 D3 D4
Reforço das Ações de cobrança
(
 Evolução da PDD | % da Receita Bruta1
Sobras involuntárias pela
alocação de cotas (AP
04/16)
Sobrecontratação | Medidas para mitigar o risco de
das distribuidoras 2016 e 2017
7
Acordos bilaterais com
geradores (AP 12/16)
Ações em prol de mitigar a
sobrecontratação
Migração de clientes livres
MCSD de Energia Nova
(AP 24/16)

Decreto
8.828
Ago/16
Potencial de mitigação depende da possibilidade de acordos bilaterais com
geradores – Sem impacto para o consumidor
Reconhecimento de sobras involuntárias decorrentes de
quotas - Mitigação realizada ≈ 4%
2016
Efetuando esforços através dos mecanismos disponíveis, conforme
recomendação da ANEEL, para eliminar o risco.
Para a CPFL Energia, migração em 2016 já representa ≈ 2%.
Permite redução contratual com geradores, inclusive com empreendimentos
que estão em atraso. Processamento em julho de 2016 representou
≈0,2% de redução. Haverá nova rodada em agosto.
Leilão A-1 Novos contratos terão cláusula de redução em caso de migração de clientes
Desobriga as distribuidoras que possuem sobras em recontratar, pelo menos, 96%
de seu MR nos leilões A-1.
Elimina contratação desnecessária de energia pelas distribuidoras
Efeito será válido a partir de 2017
A partir de 2017, novas ações foram concretizadas






 Capacidade Instalada
2T16 | %
Geração: Performance no 2T16
8
Total: 3.215 MW
 Situação hidrológica desfavorável no Norte e Nordeste
 Aumento de 2,8% na capacidade instalada em relação ao
2T15
 Entrada da PCH Mata Velha (24 MW) em 09/05/2016
 Início da entrada gradual do complexo eólico Campo dos
Ventos – 36 aerogeradores (75,6 MW médios)
 GSF 2T16: R$ 8 MM vs GSF 2T15: R$ 134 MM
 Exposição remanescente ao GSF: 12% do parque hídrico da
Companhia
UHE
63%
Eólica
19%
PCH
7%
Biomassa
6%
UTE
6%
 Portfolio contratado no longo prazo, com
baixa exposição a risco
 Preço médio dos contratos: R$ 209/MWh
 Prazo médio dos contratos: 12,8 anos
Perfil de Contratação
 Nível de contratação | %
Destaques do Período
EBITDA Lucro Líquido
2T15 2T16 2T15 2T16
Consolidação Proporcional da Geração (A) 6 29 35 21
Variação Cambial de Itaipu (B) 13 28
GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis)2
78 57
Contingências trabalhistas 50 33
Provisão para perda de imobilizado (UTE Bio Pedra) 6 6
Itens Não Recorrentes (C) 133 95
Total (A+B+C) 141 1 130 21
Resultados 2T16
9
30,2%
R$ 209 milhões
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹
2T16
R$ 240
milhões
2T15
R$ 90
milhões
2T16
R$ 902
milhões
2T15
R$ 692
milhões
2T16
R$ 4.141
milhões
2T15
R$ 4.878
milhões
-15,1%
R$ 736 milhões
2T16
R$ 261
milhões
2T15
R$ 221
milhões
2T16
R$ 901
milhões
2T15
R$ 834
milhões
2T16
R$ 4.089
milhões
2T15
R$ 4.834
milhões
IFRS
Consolidação Proporcional
da Geração + Variação
Cambial de Itaipu + Itens
Não Recorrentes
8,1%
R$ 68 milhões
166,1%
R$ 150 milhões
-15,4%
R$ 745 milhões
1) Exclui Receita de Construção; 2) Líquido de efeito da estratégia de sazonalização.
18,4%
R$ 41 milhões
Resultados 2T16
10
30,2%
R$ 209 milhões
Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹
2T16
R$ 240
milhões
2T15
R$ 90
milhões
2T16
R$ 902
milhões
2T15
R$ 692
milhões
2T16
R$ 4.141
milhões
2T15
R$ 4.878
milhões
-15,1%
R$ 736 milhões
2T16
R$ 261
milhões
2T15
R$ 221
milhões
2T16
R$ 901
milhões
2T15
R$ 834
milhões
2T16
R$ 4.089
milhões
2T15
R$ 4.834
milhões
IFRS
Consolidação Proporcional
da Geração + Variação
Cambial de Itaipu + Itens
Não Recorrentes
8,1%
R$ 68 milhões
166,1%
R$ 150 milhões
-15,4%
R$ 745 milhões
1) Exclui Receita de Construção.
18,4%
R$ 41 milhões
EBITDA:
Distribuição: +R$ 93 milhões
- Desempenho da carga cativa (+1,8%): temperatura
- Repasse de inflação nos reajustes tarifários
Geração Renovável: +R$ 7 milhões
- Maior geração de eólicas (+19,8%; +128,5 GWh)
Geração Convencional: -R$ 22 milhões
- Prêmio GSF (R$ 8 milhões) / GSF do ACL (R$ 7 milhões)
- Epasa – efeito positivo no 2T15
Principais efeitos observados
Lucro Líquido:
Resultado Financeiro: -R$ 11 milhões
Depreciação/Amortização: +R$ 14 milhões
- mudança na curva de amortização do ágio
3.835 3.755 3.971 3.584 3.577 3.764
EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
O saldo de CVA da CPFL Energia voltou aos patamares de 2014,
reforçando o saldo de caixa da companhia e impactando positivamente os Covenants financeiros
Nominal
Real
1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 4) Dívida financeira (-) hedge
 Alavancagem1 l R$ bilhões
 Custo da dívida bruta3,4 l últimos 12 meses  Composição da dívida bruta
por indexador | 2T161,4
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
CDI
Préfixado
TJLP
Endividamento | Controle de covenants financeiros
11
Caixa Curto Prazo 2017 2018 2019 2020 2020+
5.304
2.317
1.198
4.846
3.994
1.637
2.750
Perfil da dívida | 30/jun/2016
1) Considera o principal da dívida incluindo hedge ; 2) Critério Covenants; 3) Considera amortização de julhol/2016 a junho/2017
 Cronograma de amortização da dívida1,2 l jun/16 | R$ milhões
3
Cobertura do caixa:
2,29x amortizações
de curto-prazo (12M)
Prazo médio: 3,48 anos
Curto-prazo (12M): 13,8% do total
12
Entrada em
operação em
2016-2020(e)
230 MW
de capacidade
instalada
126
Mwmédios
de energia
assegurada
1) Entrada em operação gradual a partir do 2T16; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Moeda Constante (jun/16).
Complexo Campo dos Ventos e
Complexo São Benedito
Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II
Entrada Operação 20161 20182 2020
Capacidade Instalada 231,0 MW 48,3 MW 26,5 MW
Energia Assegurada 125,2 MWmédios 26,1 MWmédios 14,8 MWmédios
PPA3 ACL 20 anos
18º LEN 2014
R$ 138,39/MWh até 2037
21º LEN 2015
R$ 228,67/MWh
até 2049
Financiamento
BNDES
(aprovado)
BNDES
(a ser estruturado)
BNDES
(a ser estruturado)
13
Projetos de Crescimento: Geração | Projetos Greenfield
Entrada em operação de
36 aerogeradores (75,6
MW) até julho/16
Market Share RS Mercado por Classe de Consumo
• Atende a Região Metropolitana de Porto
Alegre (exclui a capital): 50% do
mercado e 60% dos clientes
• Presença do polo petroquímico de
Triunfo
• Presença forte de agropecuária com
participação de safras relevantes para o
mercado interno (arroz) e externo (soja)
• Municípios relevantes: Canoas, Novo
Hamburgo, São Leopoldo, Sapucaia do
Sul, Uruguaiana (34% da população)
• BRR Líquida: ~R$ 1,7 bi
• Data de revisão: Abril/2018
• EBITDA regulatório: R$ 330 MM
Dados Regulatórios
• Receita Líquida: R$ 3.028 MM
• EBITDA: R$ 259 MM
• Lucro Líquido: R$ - 5 MM
• Investimentos: R$ 214 MM
Vendas Área de Concessão: 8,9 GWh
Dados Financeiros (2015)
Transação
• Preço de aquisição:
R$ 1,7 bi (a ser ajustado
até a data do closing da
operação)
• Assunção de dívida:
R$ 1,1 bi
• EV = R$ 2,8 bi
• Status: Pendente de
aprovação ANEEL e
credores
AES Sul RGE CEEE
AES Sul CPFL Energia
Residencial Industrial Comercial Rural Demais
Projetos de Crescimento: Distribuição | Aquisição da AES Sul
14
22
Antes da
AES SUL
AES Sul
Depois
da AES Sul
Variação
(%)
Municípios (nº) 561 118¹ 679 +21
Área de Concessão (mil km2) 204 100¹ 304 +49
Rede de Distribuição ( mil km) 247 65¹ 312 +26
Clientes (milhões) 7,8 1,3¹ 9,1 +17
Vendas na Área de
Concessão (GWh)
58 9¹ 67 +16
Market Share (%) 12,4 1,9 14,3 +1,9 p.p.
Presença nos Municípios do RS
(%)
53 24 77 +24p.p.
Municípios no IFDM² 42 em 100 5 47 em 100 +12
1) Fonte: Demonstração Regulatória 2015 – AES SUL 2) Índice FIRJAN de Desenvolvimento Municipal - Ranking baseado em critérios de qualidade de vida: i) Emprego e
Renda; (ii) Educação e (iii) Saúde
Projetos de Crescimento: Distribuição | Aquisição da AES Sul
CPFL Energia (Distribuição)
15
Conclusão
da
transação
Estrutura Societária | Transação Camargo Corrêa - State Grid
16
R$ 25,00/ação
23,0%1 19,3%1 11,0%1
15,1%23,6% 29,4%
Free
Float
31,9%
1) % de ações vinculadas dos acionistas controladores.
Exercer direito
de preferência
Nenhuma
movimentação
Acompanhar
Contrato de
Aquisição
de Ações
Proposta
State Grid
Due
diligence
Extensão da
proposta à Previ
e Bonaire
Condições precedentes:
Proposta para aquisição
da totalidade de
participação societária
vinculada ao bloco de
controle
Aquisição de 234
milhões ações da
CPFL Energia
(23% do total)
Data da
Proposta:
01/jul/16
Status atual
2T15 2T16
28,8 36,0
14,1
20,7
19,3%
11,6%
1,4%
Fonte: Economática; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/16
 Volume médio diário na
BM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões
56,7
Bovespa NYSE Nº médio diário de
negócios na BM&FBovespa
 Desempenho das ações
na BM&FBovespa | 2T161,2
 Desempenho dos ADRs na NYSE | 2T161,2
+51,0%
5.407
8.163
 CPFL Energia presente nos principais índices
43,0
CPL
Dow Jones
Index
Dow Jones
Br20
Desempenho das ações
Entrada em janeiro/16
CPFE3 IEE IBOV
8,8% 10,5%
2,9%
17
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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 2T16 3 1) Visão gerencial; 2) Exclui receita de construção; 3) Saldo ajustado pelas obrigações especiais.  Estabilidade da carga medida na área de concessão (-0,2%) – cativo (+1,8%) e cliente livre (-5,1%)  Manutenção da demanda contratada: +0,5% Fora Ponta e +1,1% Ponta (jun/16 x jun/15)  Redução de 15,4% na Receita Líquida1,2 e aumento de 8,1% no EBITDA1  Reajuste tarifário da RGE, em jun/16, com um efeito médio de -7,51% a ser percebido pelos consumidores  Redução de 77% no saldo de CVA – de R$ 737 milhões em mar/16 para R$ 170 milhões em jun/163  Investimentos de R$ 504 milhões  Dívida líquida de R$ 11,7 bilhões e alavancagem de 3,10x dívida líquida / Ebitda1  Entrada em operação de 36 UGs dos complexos eólicos Campo dos Ventos e São Benedito (75,6 MW) até jul/16  Anúncio da proposta de aquisição da participação societária da Camargo Corrêa pela State Grid, no valor de R$ 25/ação – pendente do processo de due diligence e de aprovações da Aneel e do CADE  Anúncio da aquisição da distribuidora AES Sul – pendente de aprovações da Aneel e dos credores
  • 4. Destaques 2T16 | EBITDA Gerencial1 4 1) Ajustado por consolidação proporcional dos ativos de geração, variação cambial de Itaipu e itens não recorrentes; 2) Desconsidera Ebitda da holding.
  • 5. Distribuição: Vendas de energia no 2T16 5  Vendas na área de concessão3 | GWh 14.191 13.902 -8,1% Cliente Livre Cativo -2,0% 0,4%  Vendas por classe de consumo3 | GWh Resid. 1,0% -9,3% 3,4% Comerc. Indust. Demais2T15 4,2% 2T16 1,8% Cliente Livre Cativo 6.342 6.332 -5,1%  Carga na área de concessão2,3 | MW médios -0,2%  Perfil do Mercado na área de concessão | 2T16  Estabilidade da carga medida na área de concessão (-0,2%)  Classes Residencial e Comercial voltaram a apresentar taxas positivas, influenciadas pela alta temperatura de abril (+4,2% e +1,0%, respectivamente)  Manutenção da demanda contratada: +0,5% Fora Ponta e +1,1% Ponta (jun/16 x jun/15)  Perdas1: de 8,84% no 1T16 para 9,01% no 2T16 (alteração no mix de mercado, aumento do número de cortes) Destaques do Período 1) Os valores reportados foram adequados ao critério ANEEL (carga dos clientes A1 são expurgados da conta); 2) Carga líquida de perdas; 3) Desconsiderando o consumo de um grande consumidor do setor siderúrgico - Carga na área de concessão: +0,6% e Cliente Livre: -2,6%; Vendas na área de concessão: -0,2%, Cliente Livre: -2,0%, Classe Industrial: -5,3%. -2,0%
  • 6. Inadimplência | Reforço da PDD e foco no cliente D90 6  Total de Contas de Energia em atraso | em % faturamento dos últimos 12 meses 1) PDD/Receita de Fornecimento  PDD (% Receita Bruta)¹ | Peers D1 D2 D3 D4 Reforço das Ações de cobrança (  Evolução da PDD | % da Receita Bruta1
  • 7. Sobras involuntárias pela alocação de cotas (AP 04/16) Sobrecontratação | Medidas para mitigar o risco de das distribuidoras 2016 e 2017 7 Acordos bilaterais com geradores (AP 12/16) Ações em prol de mitigar a sobrecontratação Migração de clientes livres MCSD de Energia Nova (AP 24/16)  Decreto 8.828 Ago/16 Potencial de mitigação depende da possibilidade de acordos bilaterais com geradores – Sem impacto para o consumidor Reconhecimento de sobras involuntárias decorrentes de quotas - Mitigação realizada ≈ 4% 2016 Efetuando esforços através dos mecanismos disponíveis, conforme recomendação da ANEEL, para eliminar o risco. Para a CPFL Energia, migração em 2016 já representa ≈ 2%. Permite redução contratual com geradores, inclusive com empreendimentos que estão em atraso. Processamento em julho de 2016 representou ≈0,2% de redução. Haverá nova rodada em agosto. Leilão A-1 Novos contratos terão cláusula de redução em caso de migração de clientes Desobriga as distribuidoras que possuem sobras em recontratar, pelo menos, 96% de seu MR nos leilões A-1. Elimina contratação desnecessária de energia pelas distribuidoras Efeito será válido a partir de 2017 A partir de 2017, novas ações foram concretizadas      
  • 8.  Capacidade Instalada 2T16 | % Geração: Performance no 2T16 8 Total: 3.215 MW  Situação hidrológica desfavorável no Norte e Nordeste  Aumento de 2,8% na capacidade instalada em relação ao 2T15  Entrada da PCH Mata Velha (24 MW) em 09/05/2016  Início da entrada gradual do complexo eólico Campo dos Ventos – 36 aerogeradores (75,6 MW médios)  GSF 2T16: R$ 8 MM vs GSF 2T15: R$ 134 MM  Exposição remanescente ao GSF: 12% do parque hídrico da Companhia UHE 63% Eólica 19% PCH 7% Biomassa 6% UTE 6%  Portfolio contratado no longo prazo, com baixa exposição a risco  Preço médio dos contratos: R$ 209/MWh  Prazo médio dos contratos: 12,8 anos Perfil de Contratação  Nível de contratação | % Destaques do Período
  • 9. EBITDA Lucro Líquido 2T15 2T16 2T15 2T16 Consolidação Proporcional da Geração (A) 6 29 35 21 Variação Cambial de Itaipu (B) 13 28 GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis)2 78 57 Contingências trabalhistas 50 33 Provisão para perda de imobilizado (UTE Bio Pedra) 6 6 Itens Não Recorrentes (C) 133 95 Total (A+B+C) 141 1 130 21 Resultados 2T16 9 30,2% R$ 209 milhões Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ 2T16 R$ 240 milhões 2T15 R$ 90 milhões 2T16 R$ 902 milhões 2T15 R$ 692 milhões 2T16 R$ 4.141 milhões 2T15 R$ 4.878 milhões -15,1% R$ 736 milhões 2T16 R$ 261 milhões 2T15 R$ 221 milhões 2T16 R$ 901 milhões 2T15 R$ 834 milhões 2T16 R$ 4.089 milhões 2T15 R$ 4.834 milhões IFRS Consolidação Proporcional da Geração + Variação Cambial de Itaipu + Itens Não Recorrentes 8,1% R$ 68 milhões 166,1% R$ 150 milhões -15,4% R$ 745 milhões 1) Exclui Receita de Construção; 2) Líquido de efeito da estratégia de sazonalização. 18,4% R$ 41 milhões
  • 10. Resultados 2T16 10 30,2% R$ 209 milhões Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ 2T16 R$ 240 milhões 2T15 R$ 90 milhões 2T16 R$ 902 milhões 2T15 R$ 692 milhões 2T16 R$ 4.141 milhões 2T15 R$ 4.878 milhões -15,1% R$ 736 milhões 2T16 R$ 261 milhões 2T15 R$ 221 milhões 2T16 R$ 901 milhões 2T15 R$ 834 milhões 2T16 R$ 4.089 milhões 2T15 R$ 4.834 milhões IFRS Consolidação Proporcional da Geração + Variação Cambial de Itaipu + Itens Não Recorrentes 8,1% R$ 68 milhões 166,1% R$ 150 milhões -15,4% R$ 745 milhões 1) Exclui Receita de Construção. 18,4% R$ 41 milhões EBITDA: Distribuição: +R$ 93 milhões - Desempenho da carga cativa (+1,8%): temperatura - Repasse de inflação nos reajustes tarifários Geração Renovável: +R$ 7 milhões - Maior geração de eólicas (+19,8%; +128,5 GWh) Geração Convencional: -R$ 22 milhões - Prêmio GSF (R$ 8 milhões) / GSF do ACL (R$ 7 milhões) - Epasa – efeito positivo no 2T15 Principais efeitos observados Lucro Líquido: Resultado Financeiro: -R$ 11 milhões Depreciação/Amortização: +R$ 14 milhões - mudança na curva de amortização do ágio
  • 11. 3.835 3.755 3.971 3.584 3.577 3.764 EBITDA ajustado1,2 R$ milhões O saldo de CVA da CPFL Energia voltou aos patamares de 2014, reforçando o saldo de caixa da companhia e impactando positivamente os Covenants financeiros Nominal Real 1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 4) Dívida financeira (-) hedge  Alavancagem1 l R$ bilhões  Custo da dívida bruta3,4 l últimos 12 meses  Composição da dívida bruta por indexador | 2T161,4 Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 CDI Préfixado TJLP Endividamento | Controle de covenants financeiros 11
  • 12. Caixa Curto Prazo 2017 2018 2019 2020 2020+ 5.304 2.317 1.198 4.846 3.994 1.637 2.750 Perfil da dívida | 30/jun/2016 1) Considera o principal da dívida incluindo hedge ; 2) Critério Covenants; 3) Considera amortização de julhol/2016 a junho/2017  Cronograma de amortização da dívida1,2 l jun/16 | R$ milhões 3 Cobertura do caixa: 2,29x amortizações de curto-prazo (12M) Prazo médio: 3,48 anos Curto-prazo (12M): 13,8% do total 12
  • 13. Entrada em operação em 2016-2020(e) 230 MW de capacidade instalada 126 Mwmédios de energia assegurada 1) Entrada em operação gradual a partir do 2T16; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Moeda Constante (jun/16). Complexo Campo dos Ventos e Complexo São Benedito Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II Entrada Operação 20161 20182 2020 Capacidade Instalada 231,0 MW 48,3 MW 26,5 MW Energia Assegurada 125,2 MWmédios 26,1 MWmédios 14,8 MWmédios PPA3 ACL 20 anos 18º LEN 2014 R$ 138,39/MWh até 2037 21º LEN 2015 R$ 228,67/MWh até 2049 Financiamento BNDES (aprovado) BNDES (a ser estruturado) BNDES (a ser estruturado) 13 Projetos de Crescimento: Geração | Projetos Greenfield Entrada em operação de 36 aerogeradores (75,6 MW) até julho/16
  • 14. Market Share RS Mercado por Classe de Consumo • Atende a Região Metropolitana de Porto Alegre (exclui a capital): 50% do mercado e 60% dos clientes • Presença do polo petroquímico de Triunfo • Presença forte de agropecuária com participação de safras relevantes para o mercado interno (arroz) e externo (soja) • Municípios relevantes: Canoas, Novo Hamburgo, São Leopoldo, Sapucaia do Sul, Uruguaiana (34% da população) • BRR Líquida: ~R$ 1,7 bi • Data de revisão: Abril/2018 • EBITDA regulatório: R$ 330 MM Dados Regulatórios • Receita Líquida: R$ 3.028 MM • EBITDA: R$ 259 MM • Lucro Líquido: R$ - 5 MM • Investimentos: R$ 214 MM Vendas Área de Concessão: 8,9 GWh Dados Financeiros (2015) Transação • Preço de aquisição: R$ 1,7 bi (a ser ajustado até a data do closing da operação) • Assunção de dívida: R$ 1,1 bi • EV = R$ 2,8 bi • Status: Pendente de aprovação ANEEL e credores AES Sul RGE CEEE AES Sul CPFL Energia Residencial Industrial Comercial Rural Demais Projetos de Crescimento: Distribuição | Aquisição da AES Sul 14
  • 15. 22 Antes da AES SUL AES Sul Depois da AES Sul Variação (%) Municípios (nº) 561 118¹ 679 +21 Área de Concessão (mil km2) 204 100¹ 304 +49 Rede de Distribuição ( mil km) 247 65¹ 312 +26 Clientes (milhões) 7,8 1,3¹ 9,1 +17 Vendas na Área de Concessão (GWh) 58 9¹ 67 +16 Market Share (%) 12,4 1,9 14,3 +1,9 p.p. Presença nos Municípios do RS (%) 53 24 77 +24p.p. Municípios no IFDM² 42 em 100 5 47 em 100 +12 1) Fonte: Demonstração Regulatória 2015 – AES SUL 2) Índice FIRJAN de Desenvolvimento Municipal - Ranking baseado em critérios de qualidade de vida: i) Emprego e Renda; (ii) Educação e (iii) Saúde Projetos de Crescimento: Distribuição | Aquisição da AES Sul CPFL Energia (Distribuição) 15
  • 16. Conclusão da transação Estrutura Societária | Transação Camargo Corrêa - State Grid 16 R$ 25,00/ação 23,0%1 19,3%1 11,0%1 15,1%23,6% 29,4% Free Float 31,9% 1) % de ações vinculadas dos acionistas controladores. Exercer direito de preferência Nenhuma movimentação Acompanhar Contrato de Aquisição de Ações Proposta State Grid Due diligence Extensão da proposta à Previ e Bonaire Condições precedentes: Proposta para aquisição da totalidade de participação societária vinculada ao bloco de controle Aquisição de 234 milhões ações da CPFL Energia (23% do total) Data da Proposta: 01/jul/16 Status atual
  • 17. 2T15 2T16 28,8 36,0 14,1 20,7 19,3% 11,6% 1,4% Fonte: Economática; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/16  Volume médio diário na BM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões 56,7 Bovespa NYSE Nº médio diário de negócios na BM&FBovespa  Desempenho das ações na BM&FBovespa | 2T161,2  Desempenho dos ADRs na NYSE | 2T161,2 +51,0% 5.407 8.163  CPFL Energia presente nos principais índices 43,0 CPL Dow Jones Index Dow Jones Br20 Desempenho das ações Entrada em janeiro/16 CPFE3 IEE IBOV 8,8% 10,5% 2,9% 17
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