1) O documento discute os principais temas do setor elétrico brasileiro, incluindo a repactuação do risco hidrológico, tarifas em 2016 e a situação financeira das distribuidoras. 2) Grandes avanços regulatórios em 2015-2016, como a repactuação do risco hidrológico e a metodologia do 4o Ciclo de Revisão Tarifária, trouxeram benefícios para as empresas. 3) Perspectivas positivas para 2016 com melhor cenário hidrológico, redução

1. São Paulo, 07 de março de 2012Fevereiro 2016
Santander
VII Conferência Setor Elétrico
Brasil
Wilson Ferreira Jr
CEO
1

2. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
2
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

3. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
3
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

4. 1. Ameaça de racionamento diante
da hidrologia desfavorável
• ENA/SIN 2015 - úmido - 71%
2. Desequilíbrio de caixa das Ds sem
recursos do Tesouro ou da conta
ACR
3. Baixa atratividade do setor para
novos investimentos
4. Morosidade no processo de
renovação das concessões das Ds
5. Impacto relevante do risco
hidrológico (GSF) para os geradores
6. Dificuldades com o processo de
relicitação das UHEs não renovadas
em 2012
Situação em 2015
Avanços regulatórios e melhores perspectivas para 2016
Situação em 2016
1. Risco de racionamento em 0%
• ENA/SIN 2015 - seco - 113%
• ENA/SIN jan/2016 - 109%
2. Adoção de mecanismo de bandeira e
RTE / inflexão no saldo de CVA
3. Elevação da rentabilidade
• 4CRTP - já é realidade para as Ds
• Melhora do WACC para todo o setor
• Melhora do preço-teto dos leilões
4. Concessões renovadas por 30 anos
sob novos critérios
5. Possibilidade de repactuar o GSF
• Proposta viabilizou a repactuação do
risco para o ACR através do pagamento
de um premio
• Diminuição da volatilidade e retorno da
previsibilidade dos fluxos de caixa do
gerador
6. Sucesso no leilão das UHEs relicitadas
Grandes
evoluções
regulatórias
Melhora no
cenário
hidrológico
4

5. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
5
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

6. Como solucionar o impacto do GSF para os geradores?
• O gerador hidrelétrico pode mitigar o risco hidrológico, mediante pagamento de um prêmio de risco
• Regras distintas para os Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL)
• ACR: gerador paga um prêmio (de até R$ 9,50/MWh) para mitigar os efeitos do GSF
• ACL: o gerador adquire no mínimo 5% da garantia física alocada no ACL em energia de reserva
existente até 2018 (prêmio de risco de R$ 10,50/MWh)
Regras Gerais
• Montante repactuado no ACR (% da CPFL): 459 MW médios
• Negociação pendente: BAESA (95,2 MW médios)
• Parcela ACL: não repactuado
Repactuação do risco hidrológico
6

7. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
7
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

8. 239
41 12 291
132 (80)
10 354
A aplicação da nova
metodologia para a CPFL
Piratininga gerou um benefício
de R$ 43,5 milhões/ano
4º Ciclo de Revisão Tarifária | Principais alterações na metodologia
CPFL Piratininga
 3CRTP
(R$ milhões)
WACC de 8,09% (vs. 7,50% no 3CRTP) +17,1
Remuneração sobre obrigações especiais +10,4
Perdas Técnicas +22,3
Compartilhamento de Outras Receitas +6,7
Receitas Irrecuperáveis -8,0
Fator Xpd de 1,53% + ajustes mercado/UCs
(1,11% no 3CRTP)
-5,1
As discussões sobre a metodologia do 4CRTP trouxeram
resultados positivos, se comparado às regras do 3CRTP
Movimentação do EBITDA regulatório | R$ milhões
8

9.  COM & CA: Banco de Preços Referenciais – incentiva empresas que compram de forma mais eficiente >
Aplicação nas RTPs a partir de 2017
 Equipamento Principal: média ponderada dos preços de todo ciclo tarifário > mitiga riscos de fortes
variações de preços
 BAR¹: mantida metodologia de valoração em função dos ativos elétricos, com atualização da fórmula >
aumenta a receita de BAR (em até R$ 65 MM/ano – moeda revisão tarifária)
1) Dados provenientes dos últimos eventos de RTP das distribuidoras (4CRTP para CPFL Piratininga e 3CRTP para as demais).
 Remuneração sobre ativos 100% depreciados
 Perdas não técnicas – incentivo para empresas eficientes
 Receitas Irrecuperáveis - aumento do aging no 4CRTP
Pontos que ainda necessitam evolução:
A aplicação da nova formulação da BAR para
a CPFL Energia pode gerar um benefício de
até R$ 65 milhões/ano (moeda revisão
tarifária)
CPFL Paulista: +42% CPFL Jaguari: +13%
CPFL Piratininga: +37% CPFL Mococa: +16%
RGE: +35% CPFL Leste Paulista:+18%
CPFL Santa Cruz: +24% CPFL Sul Paulista: +18%
Metodologia BRR (3ª fase AP023)
Cálculo da BAR | Metodologia 4CRTP x 3CRTP
As discussões sobre a metodologia do 4CRTP trouxeram
resultados positivos, se comparado às regras do 3CRTP
9

10. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
10
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

11. Vendas de Energia | 9M15
Set/14 Set/15
2.212 2.199
880 930
9M14 9M15
32.085 31.108
12.560 11.946
44.645
43.054
(254) (40) (1.091) (206)
Resid.
-0,5% -6,0% -3,1%
Comerc. Indust. Demais9M14 9M15
-2,1%
 Vendas na área
de concessão | GWh
 Vendas por classe
de consumo | GWh
 Crescimento na área de
concessão | Comparativo por
região | %
44.645 43.054
-4,9%
TUSD Cativo (Distribuição)
-3,6%
-3,0%
 Capacidade instalada
de Geração1 | MW
3.091 3.129
+1,2%
-0,6%
+5,7%
Renováveis Convencional
 Perfil do Mercado na
área de concessão | 9M15
27%
41%
16%
15%
Residencial Industrial
Comercial Demais
1) Considera 51,61% da CPFL Renováveis
 Demanda Contratada l
% sobre mesmo mês de 2014
-3,6%
11

12. Inadimplência e PDD
 Evolução da PDD
em R$ milhões
 Régua de cobrança | 14 ações dirigidas para buscar a melhor efetividade de recuperação
12

13. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
13
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

14.  Encargos
 Quota de CDE (Uso + Energia): R$ 22,1 bi em 2015 para R$ 15,3 bi
em 2016 (-31%)1
 Compra de energia
 Itaipu: US$ 38,07 em 2015 (incluía GSF 2014) para US$ 25,78 em
2016 (-32%)
 Mesmo com a alta do dólar (de ~R$3/US$ em 2015 para ~R$4/US$
em 2016), haverá uma redução do custo dessa energia (-10%)
 Térmicas: melhor cenário hidrológico e perspectiva de redução do
despacho térmico, além da redução do preço do combustível
Expectativa para reajustes tarifários em 2016
14
Principais fatores que contribuem para a redução em 2016
1) Parcela do orçamento de CDE repassada às tarifas; valores aprovados pela Aneel.
 Saldo de CVA
 Novos valores de encargos/compra de energia serão
repassados ao consumidor no próximo evento tarifário
 passivos regulatórios de 2016 aceleram a
recuperação de ativos acumulados ao longo de
2015, diminuindo o repasse de componentes financeiros
na nova tarifa

15. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
15
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

16. Endividamento | Controle de covenants financeiros
 Alavancagem1 | R$ bilhões
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
4.377 3.399 3.736 3.835 3.755 3.971
EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
Com ajuste da
CVA no saldo
de caixa
 Evolução do saldo de caixa e CVA3 | R$ bilhões
5.622
4.8084.8014.999
4.134
2.616
+17%
+26%
+13%
A CPFL Piratininga passa a receber R$ 475 milhões em CVAs a partir de outubro de 2015
1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Saldo de ativos e passivos regulatórios (-) bandeiras tarifárias não homologadas pela Aneel.16

17. Caixa Curto Prazo 4T16 2017 2018 2019 2020 2020+
3.716
2.183
380
2.652
5.134
3.603
1.325
2.301
Perfil da dívida | 30/set/2015
 Cronograma de amortização da dívida3,4 | set/15 | R$ milhões
Cobertura do caixa:
1,70x amortizações
de curto-prazo (12M)
Prazo médio: 3,51 anos
% Dívida no curto prazo (12M):
12,4% do total
CDI
Prefixado
(PSI)
IGP
TJLP
 Composição da dívida bruta por
indexador | 3T15 2,4
 Custo da dívida bruta1,2 | últimos 12 meses
Nominal
Real
5
1) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 2) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge; 3) Considera o principal da dívida
incluindo hedge ; 4) Critério Covenants; 5) Considera amortização a partir de Outubro/2016.
17

18. Temas para discussão
Repactuação do risco hidrológico
1
4
Tarifas em 2016
18
7 Cenário hidrológico
Desempenho do mercado e Inadimplência
3
2
4º Ciclo de Revisão Tarifária
5
Panorama 2015-2016
Alavancagem6

19. 10
30
50
70
90
110
nov-12
dez-12
jan-13
fev-13
mar-13
abr-13
mai-13
jun-13
jul-13
ago-13
set-13
out-13
nov-13
dez-13
jan-14
fev-14
mar-14
abr-14
mai-14
jun-14
jul-14
ago-14
set-14
out-14
nov-14
dez-14
jan-15
fev-15
mar-15
abr-15
mai-15
jun-15
jul-15
ago-15
set-15
out-15
nov-15
dez-15
jan-16
fev-16
ENA SE/CO MLT
 Nível de reservatórios no SIN | %
 Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios  ENA | % MLT
Sub
sistema
2015 Jan
2016
Fev
2016¹úmido Seco
67% 106% 127% 85%
137% 162% 204% 180%
44% 40% 39% 111%
71% 113% 111% 96%
10% abaixo
da MLT 36% abaixo
da MLT 32% abaixo
da MLT
Nível dos reservatórios e ENA
1) Até 15/fev19
Fev 15: 47,4%

20. Perspectivas para 2016
20
Período SecoPeríodo Úmido
Com uma ENA de 90% da MLT e 50% de despacho térmico, a expectativa é atingir Nov/16 com os
niveis de reservatórios acima da média do período 1997-2015
 Cenários de Níveis de Reservatórios para 2016
dec/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16
Real./Estim. ONS 80%MLT (Despacho Térmico 65%)
90%MLT (Despacho Térmico 50%) 100%MLT (Despacho Térmico 35%)
Média 1997-2015
Fev 15: 47,4%

21. 21