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Apresentação 2T15 - CPFL Energia

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CPFL RI
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O documento apresenta os resultados financeiros da empresa no 2T15, com queda de 10,3% no EBITDA e 37,9% no lucro líquido em relação ao ano anterior, devido principalmente a itens não recorrentes como variação do ativo financeiro da concessão e provisões. A receita líquida cresceu 3,5% impulsionada pela distribuição, mas os custos com energia aumentaram significativamente.

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Resultados 2T15
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. Disclaimer
3 Destaques 2T15 • Redução de 2,9% nas vendas na área de concessão - residencial (-1,5%), comercial (+0,6%) e industrial (-5,4%) • Investimentos de R$ 382 milhões no 2T15, totalizando R$ 713 milhões no 1S15 • Reajuste tarifário da RGE, em jun/15, com uma variação da parcela B de 2,84% • Reafirmação do rating brAA+ pela Standard&Poor’s Rating Services da CPFL Energia e suas subsidiárias • Variação das ações da CPFL Energia de -2,9% na BM&FBOVESPA e de -3,7% na NYSE no 2T15 • Prêmio de melhor empresa do ano do setor elétrico pela Época NEGÓCIOS 360º • CPFL Santa Cruz em 1º lugar no ranking de continuidade de serviço de 2014 da ANEEL na categoria distribuidoras grandes (acima de 1TWh) • Vencedora do Prêmio Abradee 2015 nas categorias Avaliação pelo Cliente (CPFL Paulista) e Responsabilidade Social (RGE) Destaques 2T15
1) Considera 51,6% da CPFL Renováveis Resid. +0,6% -5,4% -2,4% -2,9% Comerc. Indust. Demais2T14 2T15 -1,5%  Vendas na área de concessão | GWh  Vendas por classe de consumo | GWh  Crescimento na área de concessão | Comparativo por região | % 14.621 14.191 -4,2% TUSD Cativo (Distribuição) -2,9% -2,4%  Capacidade instalada de Geração1 | MW 3.127 3.129 +0,1% -2,2% +5,7% Renováveis Convencional 4  Perfil do Mercado na área de concessão | 2T15 +2,1% -1,4%  Demanda Contratada l MW Vendas de Energia no 2T15
67% 1) Fonte: PME/IBGE - Nova Metodologia; 2) Trimestre ante mesmo trimestre do ano anterior; 3) Fonte: FGV  Taxa de desocupação¹ | Em % da PEA  Índice de Confiança do Consumidor³ Número Índice Set/2005 = 100  Massa de renda²  Variação % do Preço Médio em R$/MWh Residencial da CPFL Energia 5 Bandeiras Tarifárias 48% 19% RTE/RTA Cenário econômico desfavorável e forte elevação das tarifas inibem o consumo residencial
1) Ajuste de número de dias de leitura e temperatura  Consumo por consumidor residencial | Trimestre ante mesmo trimestre do ano anterior (%)¹  Evolução do número de clientes residenciais | Em milhares 6  Participação dos equipamentos residenciais | Em % (base 2T14) +2,9% Outros Ar/Ventilador Iluminação Chuveiro Lavadora/ Tanquinho Refrigerador/ Freezer TV Ferro de passar Alterações do comportamento levaram a uma queda do consumo por consumidor residencial no 2T15
Evolução da Inadimplência R$ milhões no D90/faturamento últimos 12 meses  Evolução da PDD em R$ milhões 7  Contas de Energia Total da CPFL Energia  Contas de Energia Grupo B 75% Inadimplência
1) Exclui Receita de Construção. -10,3% R$ 79 milhões Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ IFRS EBITDA Lucro Líquido 2T14 2T15 2T14 2T15 Consolidação proporcional da Geração (A) 22 6 18 35 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais (B) 38 37 GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis) 59 141 46 99 Provisão para perda de imobilizado (UTE Bio Pedra) 6 6 Realocação de custos com Perdas de Rede Básica - CCEE 12 8 Contingências trabalhistas 50 33 Subtotal Não-Recorrentes (C) 71 197 53 139 Total (A+B+C) 131 191 109 173 2T15 R$ 90 milhões 2T14 R$ 145 milhões 2T15 R$ 692 milhões 2T14 R$ 772 milhões 2T15 R$ 4.878 milhões 2T14 R$ 3.677 milhões 32,7% R$ 1.201 milhões -37,9% R$ 55 milhões 3,5% R$ 9 milhões 2T15 R$ 264 milhões 2T14 R$ 255 milhões 2T15 R$ 884 milhões 2T14 R$ 903 milhões 2T15 R$ 4.817 milhões 2T14 R$ 3.649 milhões 32,0% R$ 1.168 milhões IFRS Consolidação Proporcional Geração + A/P Financeiros Setoriais + Itens Não- Recorrentes -2,1% R$ 19 milhões 8 Resultados 2T15
Resultados 1T15 9  EBITDA | R$ Milhões 1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) PLD médio SE/CO; 4) Dólar final de período. 5) Variação do preço médio da classe residencial Aumento de 32,0% na Receita Líquida2 (R$ 1.168 milhões) Distribuição  +42,4% (R$ 1.199 milhões) Renováveis  +9,3% (R$ 13 milhões) Comercialização e Serviços  +0,2% (R$ 1 milhão) Geração convencional  -16,4% (R$ 96 milhões) Eliminações entre segmentos  -12% (R$ 50 milhões) Aumento de 56,1% no Custo com Energia e Encargos (R$ 1.187 milhões) Distribuição  +64,9% (R$ 1.277 milhões) Comercialização e Serviços  +0,6% (R$ 2 milhões) Geração convencional  -R$ 144 milhões Renováveis  -26,6% (R$ 7 milhões) Eliminações entre segmentos  -15,5% (R$ 58 milhões) R$/US$4 PLD (R$/MWh)3 680,82 2,20 3,10 382,82 2T14 2T15 -10,3% EBITDA 2T14 Gerencial¹ Receita Líquida² Custo Energia e Encargos PMSO +EPP A/P Regul. 2T14 EBITDA 2T15 Gerencial¹ Não-Rec. 2T14 Não-Rec. 2T15 EBITDA 2T14 IFRS EBITDA 2T15 IFRS Consol. Prop. 2T15 Consol. Prop. 2T14 -2,1% Resultados 2T15 Ativo financeiro setorial (CVA) R$ 881 MM RTE/RTA5 +48% Vendas na área de concessão (GWh) -2,9% Distribuição
Resultados 1T15 10  EBITDA | R$ Milhões 1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) Inclui Entidade de Previdência Privada -10,3% EBITDA 2T14 Gerencial¹ Receita Líquida² Custo Energia e Encargos PMSO +EPP A/P Regul. 2T14 EBITDA 2T15 Gerencial¹ Não-Rec. 2T14 Não-Rec. 2T15 EBITDA 2T14 IFRS EBITDA 2T15 IFRS Consol. Prop. 2T15 Consol. Prop. 2T14 -2,1% Resultados 2T15 Expurgando esses efeitos, houve um aumento de 14,7% (R$ 64 milhões) Aumento de 0,1% nas despesas de PMSO3 (R$ 1 milhão) PMSO Serviços (R$ 7 milhões) Aquisição de óleo da EPASA (R$ 70 milhões) Pessoal  +7,0% (R$ 13 milhões) – acordo coletivo (R$ 9 milhões) e outros (R$ 4 milhões) Material  +10,7% (R$ 2 milhões) Serviços  +3,1% (R$ 3 milhões) Outros  + 35,6% (R$ 41 milhões) Despesas legais e judiciais  + 67,6% (R$ 30 milhões) PDD  +74,6% (R$ 18 milhões) Outros  -14,3% (R$ 7 milhões) Entidade de Previdência Privada  +35,8% (R$ 4 milhões)
11 P MSO R$ 248 milhões (-15,2%) 1.3891.341 1.625 IGPM: 20,7% 1.347 1.330 1.248 1.362 1.518 P MSO 1) Valores de junho/15. Variação do IGP-M no período 2015 x 2011= 20,7%; 2015x2012 = 14,1% e 2015 x 2013 = 7,5% e 2015 x 2014 = 2,0%. PMSO sem Entidade Previdência Privada. Exclui efeitos não recorrentes, aquisição de óleo combustível para EPASA, PMSO do segmento de Serviços e CPFL Renováveis, Despesas Legais e Judiciais e capitalização de custos de pessoal em investimento a partir de janeiro de 2014, seguindo nova metodologia estabelecida pela ANEEL  PMSO Gerencial Nominal | R$ Milhões  PMSO Gerencial Real¹ | R$ Milhões +1,1% -0,9% 1.377 1.377 Custos gerenciáveis | PMSO gerencial real LTM-2015 x 2011
1212 1) Inclui consolidação dos projetos 2) Dólar final de período Queda de 2,1% no EBITDA (R$ 19 milhões) R$ 903 milhões no 2T14 para R$ 884 milhões no 2T15 Redução de 16,7% no Resultado Financeiro Líquido Negativo (R$ 35 milhões) Variação do ativo financeiro da concessão (R$ 68 milhões) Efeito na marcação a mercado – operações 4.131 – não caixa (R$ 24 milhões) Atualizações do ativo/passivo financeiro setorial (CVA) (R$ 17 milhões) Variação cambial de Itaipu (R$ 9 milhões) Aumento do CDI e do estoque da dívida (R$ 84 milhões) Outros (R$ 2 milhões) Aumento de 6,6% em Depreciação e Amortização (R$ 18 milhões) Redução de Imposto de Renda e Contribuição Social (R$ 11 milhões) 10,6% a.a. 12,9% a.a. 2T14 2T15 CDI R$/US$² 2,20 3,10  Lucro Líquido | R$ Milhões Lucro Líq. 2T14 Gerencial¹ Deprec./ Amortiz. Lucro Líq. 2T15 Gerencial¹ Não-Rec. 2T15 Lucro Líq. 2T14 IFRS Lucro Líq. 2T15 IFRS IR/CSEBITDA Resultado Financeiro Não-Rec. 2T14 A/P Regul. 2T14 Cons. Prop. 2T15 Cons. Prop. 2T14 -37,9% +3,5% Resultados 2T15
 Alavancagem1 | R$ bilhões Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 3.570 3.830 3.886 3.736 3.835 3.755 EBITDA ajustado1,2 R$ milhões 1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses;13  Evolução do saldo de caixa e CVA | R$ bilhões 4.9304.9294.999 4.370 5.023 4.459 +0% +43% -13% Com ajuste da CVA no saldo de caixa Endividamento | Controle de covenants financeiros
14  Cronograma de amortização da dívida3,4 | jun/15 | R$ milhões Cobertura do caixa: 1,84x amortizações de curto-prazo (12M) Prazo médio: 3,74 anos Curto-prazo (12M): 10,0% do total CDI Prefixado (PSI) IGP TJLP  Composição da dívida bruta por indexador | 2T15 2,4  Custo da dívida bruta1,2 | últimos 12 meses Nominal Real 1) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 2) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge; 3) Considera apenas o principal da dívida; 4) Critério Covenants; 5) Considera amortização a partir de Julho/2016. 5 Perfil da dívida | 30/jun/2015
1) Entrada em operação gradual a partir do 2T16; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Energia assegurada calculada no P90; 4) Moeda Constante (jun/15); 5) Com a antecipação do trabalho, um contrato bilateral (Mercado Livre) será cumprido entre 2016 e 2018, quando o fornecimento do LEN 2013 será iniciado.15 Entrada em operação em 2016- 2020(e) 333 MW de capacidade instalada 183 MWmédios de energia assegurada Complexo Campo dos Ventos e Complexo São Benedito PCH Mata Velha Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II Entrada Operação 20161 20161 20182 2020 Capacidade Instalada 231,0 MW 24,0 MW 51,3 MW 26,5 MW Energia Assegurada 129,2 MWmédios3 13,1 MWmédios 26,1 MWmédios3 14,8 MWmédios PPA4 ACL 20 anos 16º LEN 20135 R$ 143,30/MWh até 2047 18º LEN 2014 R$ 133,00/MWh até 2037 21º LEN 2015 R$ 207,64/MWh até 2049 Financiamento BNDES (em análise) BNDES (em análise) BNDES (a ser estruturado) BNDES (a ser estruturado) Vencedor Leilão A-5 2015 Geração | Empreendimentos greenfield
16 Mudanças na metodologia 4o ciclo (R$ milhões) Variação sobre 3o ciclo (R$ milhões) WACC de 7,50% para 8,09% Remuneração do Capital 210 +15 Criação de uma remuneração sobre Obrigações Especiais Remuneração de Obrigações Especiais 11 +11 Mudança da metodologia de Perdas Técnicas Perdas Técnicas 143 +9 Outras Receitas - Simplificação da metodologia Compartilhamento de Outras Receitas -36 +6 Aumento do aging para 49 a 60 meses Receitas Irrecuperáveis 24 -7 Xpd de 1,11% para 1,53% Fator Xpd -6 -4 Total dos efeitos +29 Com os números preliminares, a aplicação da nova metodologia do 4º CRTP para a CPFL Piratininga gerou um benefício anual R$ 29 milhões 4º Ciclo de Revisão Tarifária | CPFL Piratininga (proposta preliminar)
17 Junho Julho Agosto Setembro Outubro Cronograma esperado do Processo de Revisão Tarifária Periódica da CPFL Piratininga Dia 19: Aneel encaminha prévia para CPFL Dia 3: Reunião com Aneel Dia 21: Abertura da Audiência Pública (publicação dos documentos) Dia 13: Audiência pública presencial (oportunidade para sugestões das entidades de classe, consumidores etc.) Dia 27: Encerramento da Audiência pública (prazo final para contribuições) Dia 18: Aneel envia proposta para CPFL Dia 25: Reunião com Aneel Dia13: Reunião de Diretoria da Aneel e deliberação da RTP Dia 23: Publicação das tarifas     4º Ciclo de Revisão Tarifária | CPFL Piratininga
18 1) Média novembro /14 a abril/15; 2) Média de maio/15 a agosto/15; 3) Previsão ONS para o mês de agosto (RV1) 12/ago (atual): 39,5% 22,4 Nível dos reservatórios e ENA  Nível de reservatórios no SIN | %  Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios  ENA | % MLT
2014 65,1 GWm ONS (PEN 2015) 67,3 GWm +3,3% Rev. ONS Ago/15¹ 64,0 GWm -1,7% CPFL 63,3 GWm -2,8% +2,7% -2,6% -7,4% -7,9% -7,6% -5,5% -4,6% 19 1) Incluído realizado de Jan-Jun/15  Evolução da Carga do SIN em 2015 Desvio Evolução da carga no SIN | Redução da carga contribui para a preservação do nível dos reservatórios Cresci- mento
Período secoPeríodo úmido 20 Armazenamento médio histórico (1997-2014): 74,7% Armazenamento médio histórico (1997-2014): 42,4% ENA agosto: 91% 1) Probabilidade considera histórico  Cenários de Armazenamento ENA necessária (ago-nov): 66% Probabilidade ENA inferior¹: 2% ENA necessária (ago-nov): 90% Probabilidade ENA inferior¹: 44% Evolução da carga no SIN | Perspectiva de chegar a novembro com 25% de armazenamento
2T14 2T15 24,5 28,9 14,9 14,7 -3,7% 2,7% -0,9% Fonte: Economatica; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/15  Volume médio diário na BM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões 43,6 Bovespa NYSE Nº médio diário de negócios na BM&FBovespa  Desempenho das ações na BM&FBovespa | 2T151,2  Desempenho dos ADRs na NYSE | 2T151,2 +1,9%5.332 5.434 CPFE3 IEE IBOV -2,9% 10,0% 3,8%  CPFL Energia presente nos principais índices Desempenho das ações 21 39,4 Desempenho das ações CPL Dow Jones Br20 Dow Jones Index
• A CPFL Paulista venceu a categoria Avaliação pelo cliente entre as concessionárias com mais de 500 mil consumidores • A RGE venceu a categoria Responsabilidade Social Prêmio Abradee 2015 • Avaliação das 250 melhores empresas brasileiras • A CPFL Energia ficou em 1º lugar no setor de Energia Empresa do Ano 2015 | Época Negócios 360º 22 • O ranking da continuidade de serviço é dividido em dois grupos: distribuidoras grandes (com mercado de energia elétrica maior que 1 TWh) e distribuidoras pequenas (com mercado de energia elétrica menor ou igual a 1 TWh) • A CPFL Santa Cruz foi eleita a melhor distribuidora de grande porte do país Ranking da Continuidade de Serviço 2014 | ANEEL Prêmios e Reconhecimentos
Implementação Viabilidade Oportunidade 23 • Previsão para 2020: 10 milhões de veículos elétricos em atividade • Brasil possui 4º maior mercado de veículos do mundo • CPFL Energia acompanha desde 2007 o desenvolvimento de veículos elétricos Programa de Mobilidade Elétrica • Em junho fechamos uma parceria com a Rede Graal (Posto 67-Jundiaí) • Desenvolvimento do primeiro corredor intermunicipal para veículos elétricos (entre Campinas e São Paulo) • Meta: até 30 pontos de recarga entre locais públicos e privados • Reabastecimento de até 80% da bateria em meia hora • Consumo médio mensal de um veículo elétrico: 146 kWh (equivalente a 73% do consumo de uma residência1) • Expectativa de economia de R$ 13,5mil2 por veículo substituído 1) Premissas: 12.000km ano e eficiência de 0,15 kWh/km, aferida no ZOE da CPFL Energia. O consumo por consumidor da CPFL Paulista é de aprox. 200 kWh/mês. 2) Gasolina R$ 3,00/L; Custo da Energia (com impostos) R$ 0,62 (tarifa residencial); Veículo a combustão rodando 12 km/L; Veículo elétrico 6,2 km/kWh  Experiência CPFL | R$ 90 mil km 13.425
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  • 2. 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. Disclaimer
  • 3. 3 Destaques 2T15 • Redução de 2,9% nas vendas na área de concessão - residencial (-1,5%), comercial (+0,6%) e industrial (-5,4%) • Investimentos de R$ 382 milhões no 2T15, totalizando R$ 713 milhões no 1S15 • Reajuste tarifário da RGE, em jun/15, com uma variação da parcela B de 2,84% • Reafirmação do rating brAA+ pela Standard&Poor’s Rating Services da CPFL Energia e suas subsidiárias • Variação das ações da CPFL Energia de -2,9% na BM&FBOVESPA e de -3,7% na NYSE no 2T15 • Prêmio de melhor empresa do ano do setor elétrico pela Época NEGÓCIOS 360º • CPFL Santa Cruz em 1º lugar no ranking de continuidade de serviço de 2014 da ANEEL na categoria distribuidoras grandes (acima de 1TWh) • Vencedora do Prêmio Abradee 2015 nas categorias Avaliação pelo Cliente (CPFL Paulista) e Responsabilidade Social (RGE) Destaques 2T15
  • 4. 1) Considera 51,6% da CPFL Renováveis Resid. +0,6% -5,4% -2,4% -2,9% Comerc. Indust. Demais2T14 2T15 -1,5%  Vendas na área de concessão | GWh  Vendas por classe de consumo | GWh  Crescimento na área de concessão | Comparativo por região | % 14.621 14.191 -4,2% TUSD Cativo (Distribuição) -2,9% -2,4%  Capacidade instalada de Geração1 | MW 3.127 3.129 +0,1% -2,2% +5,7% Renováveis Convencional 4  Perfil do Mercado na área de concessão | 2T15 +2,1% -1,4%  Demanda Contratada l MW Vendas de Energia no 2T15
  • 5. 67% 1) Fonte: PME/IBGE - Nova Metodologia; 2) Trimestre ante mesmo trimestre do ano anterior; 3) Fonte: FGV  Taxa de desocupação¹ | Em % da PEA  Índice de Confiança do Consumidor³ Número Índice Set/2005 = 100  Massa de renda²  Variação % do Preço Médio em R$/MWh Residencial da CPFL Energia 5 Bandeiras Tarifárias 48% 19% RTE/RTA Cenário econômico desfavorável e forte elevação das tarifas inibem o consumo residencial
  • 6. 1) Ajuste de número de dias de leitura e temperatura  Consumo por consumidor residencial | Trimestre ante mesmo trimestre do ano anterior (%)¹  Evolução do número de clientes residenciais | Em milhares 6  Participação dos equipamentos residenciais | Em % (base 2T14) +2,9% Outros Ar/Ventilador Iluminação Chuveiro Lavadora/ Tanquinho Refrigerador/ Freezer TV Ferro de passar Alterações do comportamento levaram a uma queda do consumo por consumidor residencial no 2T15
  • 7. Evolução da Inadimplência R$ milhões no D90/faturamento últimos 12 meses  Evolução da PDD em R$ milhões 7  Contas de Energia Total da CPFL Energia  Contas de Energia Grupo B 75% Inadimplência
  • 8. 1) Exclui Receita de Construção. -10,3% R$ 79 milhões Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹ IFRS EBITDA Lucro Líquido 2T14 2T15 2T14 2T15 Consolidação proporcional da Geração (A) 22 6 18 35 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais (B) 38 37 GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis) 59 141 46 99 Provisão para perda de imobilizado (UTE Bio Pedra) 6 6 Realocação de custos com Perdas de Rede Básica - CCEE 12 8 Contingências trabalhistas 50 33 Subtotal Não-Recorrentes (C) 71 197 53 139 Total (A+B+C) 131 191 109 173 2T15 R$ 90 milhões 2T14 R$ 145 milhões 2T15 R$ 692 milhões 2T14 R$ 772 milhões 2T15 R$ 4.878 milhões 2T14 R$ 3.677 milhões 32,7% R$ 1.201 milhões -37,9% R$ 55 milhões 3,5% R$ 9 milhões 2T15 R$ 264 milhões 2T14 R$ 255 milhões 2T15 R$ 884 milhões 2T14 R$ 903 milhões 2T15 R$ 4.817 milhões 2T14 R$ 3.649 milhões 32,0% R$ 1.168 milhões IFRS Consolidação Proporcional Geração + A/P Financeiros Setoriais + Itens Não- Recorrentes -2,1% R$ 19 milhões 8 Resultados 2T15
  • 9. Resultados 1T15 9  EBITDA | R$ Milhões 1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) PLD médio SE/CO; 4) Dólar final de período. 5) Variação do preço médio da classe residencial Aumento de 32,0% na Receita Líquida2 (R$ 1.168 milhões) Distribuição  +42,4% (R$ 1.199 milhões) Renováveis  +9,3% (R$ 13 milhões) Comercialização e Serviços  +0,2% (R$ 1 milhão) Geração convencional  -16,4% (R$ 96 milhões) Eliminações entre segmentos  -12% (R$ 50 milhões) Aumento de 56,1% no Custo com Energia e Encargos (R$ 1.187 milhões) Distribuição  +64,9% (R$ 1.277 milhões) Comercialização e Serviços  +0,6% (R$ 2 milhões) Geração convencional  -R$ 144 milhões Renováveis  -26,6% (R$ 7 milhões) Eliminações entre segmentos  -15,5% (R$ 58 milhões) R$/US$4 PLD (R$/MWh)3 680,82 2,20 3,10 382,82 2T14 2T15 -10,3% EBITDA 2T14 Gerencial¹ Receita Líquida² Custo Energia e Encargos PMSO +EPP A/P Regul. 2T14 EBITDA 2T15 Gerencial¹ Não-Rec. 2T14 Não-Rec. 2T15 EBITDA 2T14 IFRS EBITDA 2T15 IFRS Consol. Prop. 2T15 Consol. Prop. 2T14 -2,1% Resultados 2T15 Ativo financeiro setorial (CVA) R$ 881 MM RTE/RTA5 +48% Vendas na área de concessão (GWh) -2,9% Distribuição
  • 10. Resultados 1T15 10  EBITDA | R$ Milhões 1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) Inclui Entidade de Previdência Privada -10,3% EBITDA 2T14 Gerencial¹ Receita Líquida² Custo Energia e Encargos PMSO +EPP A/P Regul. 2T14 EBITDA 2T15 Gerencial¹ Não-Rec. 2T14 Não-Rec. 2T15 EBITDA 2T14 IFRS EBITDA 2T15 IFRS Consol. Prop. 2T15 Consol. Prop. 2T14 -2,1% Resultados 2T15 Expurgando esses efeitos, houve um aumento de 14,7% (R$ 64 milhões) Aumento de 0,1% nas despesas de PMSO3 (R$ 1 milhão) PMSO Serviços (R$ 7 milhões) Aquisição de óleo da EPASA (R$ 70 milhões) Pessoal  +7,0% (R$ 13 milhões) – acordo coletivo (R$ 9 milhões) e outros (R$ 4 milhões) Material  +10,7% (R$ 2 milhões) Serviços  +3,1% (R$ 3 milhões) Outros  + 35,6% (R$ 41 milhões) Despesas legais e judiciais  + 67,6% (R$ 30 milhões) PDD  +74,6% (R$ 18 milhões) Outros  -14,3% (R$ 7 milhões) Entidade de Previdência Privada  +35,8% (R$ 4 milhões)
  • 11. 11 P MSO R$ 248 milhões (-15,2%) 1.3891.341 1.625 IGPM: 20,7% 1.347 1.330 1.248 1.362 1.518 P MSO 1) Valores de junho/15. Variação do IGP-M no período 2015 x 2011= 20,7%; 2015x2012 = 14,1% e 2015 x 2013 = 7,5% e 2015 x 2014 = 2,0%. PMSO sem Entidade Previdência Privada. Exclui efeitos não recorrentes, aquisição de óleo combustível para EPASA, PMSO do segmento de Serviços e CPFL Renováveis, Despesas Legais e Judiciais e capitalização de custos de pessoal em investimento a partir de janeiro de 2014, seguindo nova metodologia estabelecida pela ANEEL  PMSO Gerencial Nominal | R$ Milhões  PMSO Gerencial Real¹ | R$ Milhões +1,1% -0,9% 1.377 1.377 Custos gerenciáveis | PMSO gerencial real LTM-2015 x 2011
  • 12. 1212 1) Inclui consolidação dos projetos 2) Dólar final de período Queda de 2,1% no EBITDA (R$ 19 milhões) R$ 903 milhões no 2T14 para R$ 884 milhões no 2T15 Redução de 16,7% no Resultado Financeiro Líquido Negativo (R$ 35 milhões) Variação do ativo financeiro da concessão (R$ 68 milhões) Efeito na marcação a mercado – operações 4.131 – não caixa (R$ 24 milhões) Atualizações do ativo/passivo financeiro setorial (CVA) (R$ 17 milhões) Variação cambial de Itaipu (R$ 9 milhões) Aumento do CDI e do estoque da dívida (R$ 84 milhões) Outros (R$ 2 milhões) Aumento de 6,6% em Depreciação e Amortização (R$ 18 milhões) Redução de Imposto de Renda e Contribuição Social (R$ 11 milhões) 10,6% a.a. 12,9% a.a. 2T14 2T15 CDI R$/US$² 2,20 3,10  Lucro Líquido | R$ Milhões Lucro Líq. 2T14 Gerencial¹ Deprec./ Amortiz. Lucro Líq. 2T15 Gerencial¹ Não-Rec. 2T15 Lucro Líq. 2T14 IFRS Lucro Líq. 2T15 IFRS IR/CSEBITDA Resultado Financeiro Não-Rec. 2T14 A/P Regul. 2T14 Cons. Prop. 2T15 Cons. Prop. 2T14 -37,9% +3,5% Resultados 2T15
  • 13.  Alavancagem1 | R$ bilhões Dívida Líquida ajustada1 /EBITDA ajustado2 3.570 3.830 3.886 3.736 3.835 3.755 EBITDA ajustado1,2 R$ milhões 1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses;13  Evolução do saldo de caixa e CVA | R$ bilhões 4.9304.9294.999 4.370 5.023 4.459 +0% +43% -13% Com ajuste da CVA no saldo de caixa Endividamento | Controle de covenants financeiros
  • 14. 14  Cronograma de amortização da dívida3,4 | jun/15 | R$ milhões Cobertura do caixa: 1,84x amortizações de curto-prazo (12M) Prazo médio: 3,74 anos Curto-prazo (12M): 10,0% do total CDI Prefixado (PSI) IGP TJLP  Composição da dívida bruta por indexador | 2T15 2,4  Custo da dívida bruta1,2 | últimos 12 meses Nominal Real 1) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 2) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge; 3) Considera apenas o principal da dívida; 4) Critério Covenants; 5) Considera amortização a partir de Julho/2016. 5 Perfil da dívida | 30/jun/2015
  • 15. 1) Entrada em operação gradual a partir do 2T16; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Energia assegurada calculada no P90; 4) Moeda Constante (jun/15); 5) Com a antecipação do trabalho, um contrato bilateral (Mercado Livre) será cumprido entre 2016 e 2018, quando o fornecimento do LEN 2013 será iniciado.15 Entrada em operação em 2016- 2020(e) 333 MW de capacidade instalada 183 MWmédios de energia assegurada Complexo Campo dos Ventos e Complexo São Benedito PCH Mata Velha Complexo Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II Entrada Operação 20161 20161 20182 2020 Capacidade Instalada 231,0 MW 24,0 MW 51,3 MW 26,5 MW Energia Assegurada 129,2 MWmédios3 13,1 MWmédios 26,1 MWmédios3 14,8 MWmédios PPA4 ACL 20 anos 16º LEN 20135 R$ 143,30/MWh até 2047 18º LEN 2014 R$ 133,00/MWh até 2037 21º LEN 2015 R$ 207,64/MWh até 2049 Financiamento BNDES (em análise) BNDES (em análise) BNDES (a ser estruturado) BNDES (a ser estruturado) Vencedor Leilão A-5 2015 Geração | Empreendimentos greenfield
  • 16. 16 Mudanças na metodologia 4o ciclo (R$ milhões) Variação sobre 3o ciclo (R$ milhões) WACC de 7,50% para 8,09% Remuneração do Capital 210 +15 Criação de uma remuneração sobre Obrigações Especiais Remuneração de Obrigações Especiais 11 +11 Mudança da metodologia de Perdas Técnicas Perdas Técnicas 143 +9 Outras Receitas - Simplificação da metodologia Compartilhamento de Outras Receitas -36 +6 Aumento do aging para 49 a 60 meses Receitas Irrecuperáveis 24 -7 Xpd de 1,11% para 1,53% Fator Xpd -6 -4 Total dos efeitos +29 Com os números preliminares, a aplicação da nova metodologia do 4º CRTP para a CPFL Piratininga gerou um benefício anual R$ 29 milhões 4º Ciclo de Revisão Tarifária | CPFL Piratininga (proposta preliminar)
  • 17. 17 Junho Julho Agosto Setembro Outubro Cronograma esperado do Processo de Revisão Tarifária Periódica da CPFL Piratininga Dia 19: Aneel encaminha prévia para CPFL Dia 3: Reunião com Aneel Dia 21: Abertura da Audiência Pública (publicação dos documentos) Dia 13: Audiência pública presencial (oportunidade para sugestões das entidades de classe, consumidores etc.) Dia 27: Encerramento da Audiência pública (prazo final para contribuições) Dia 18: Aneel envia proposta para CPFL Dia 25: Reunião com Aneel Dia13: Reunião de Diretoria da Aneel e deliberação da RTP Dia 23: Publicação das tarifas     4º Ciclo de Revisão Tarifária | CPFL Piratininga
  • 18. 18 1) Média novembro /14 a abril/15; 2) Média de maio/15 a agosto/15; 3) Previsão ONS para o mês de agosto (RV1) 12/ago (atual): 39,5% 22,4 Nível dos reservatórios e ENA  Nível de reservatórios no SIN | %  Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios  ENA | % MLT
  • 19. 2014 65,1 GWm ONS (PEN 2015) 67,3 GWm +3,3% Rev. ONS Ago/15¹ 64,0 GWm -1,7% CPFL 63,3 GWm -2,8% +2,7% -2,6% -7,4% -7,9% -7,6% -5,5% -4,6% 19 1) Incluído realizado de Jan-Jun/15  Evolução da Carga do SIN em 2015 Desvio Evolução da carga no SIN | Redução da carga contribui para a preservação do nível dos reservatórios Cresci- mento
  • 20. Período secoPeríodo úmido 20 Armazenamento médio histórico (1997-2014): 74,7% Armazenamento médio histórico (1997-2014): 42,4% ENA agosto: 91% 1) Probabilidade considera histórico  Cenários de Armazenamento ENA necessária (ago-nov): 66% Probabilidade ENA inferior¹: 2% ENA necessária (ago-nov): 90% Probabilidade ENA inferior¹: 44% Evolução da carga no SIN | Perspectiva de chegar a novembro com 25% de armazenamento
  • 21. 2T14 2T15 24,5 28,9 14,9 14,7 -3,7% 2,7% -0,9% Fonte: Economatica; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/15  Volume médio diário na BM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões 43,6 Bovespa NYSE Nº médio diário de negócios na BM&FBovespa  Desempenho das ações na BM&FBovespa | 2T151,2  Desempenho dos ADRs na NYSE | 2T151,2 +1,9%5.332 5.434 CPFE3 IEE IBOV -2,9% 10,0% 3,8%  CPFL Energia presente nos principais índices Desempenho das ações 21 39,4 Desempenho das ações CPL Dow Jones Br20 Dow Jones Index
  • 22. • A CPFL Paulista venceu a categoria Avaliação pelo cliente entre as concessionárias com mais de 500 mil consumidores • A RGE venceu a categoria Responsabilidade Social Prêmio Abradee 2015 • Avaliação das 250 melhores empresas brasileiras • A CPFL Energia ficou em 1º lugar no setor de Energia Empresa do Ano 2015 | Época Negócios 360º 22 • O ranking da continuidade de serviço é dividido em dois grupos: distribuidoras grandes (com mercado de energia elétrica maior que 1 TWh) e distribuidoras pequenas (com mercado de energia elétrica menor ou igual a 1 TWh) • A CPFL Santa Cruz foi eleita a melhor distribuidora de grande porte do país Ranking da Continuidade de Serviço 2014 | ANEEL Prêmios e Reconhecimentos
  • 23. Implementação Viabilidade Oportunidade 23 • Previsão para 2020: 10 milhões de veículos elétricos em atividade • Brasil possui 4º maior mercado de veículos do mundo • CPFL Energia acompanha desde 2007 o desenvolvimento de veículos elétricos Programa de Mobilidade Elétrica • Em junho fechamos uma parceria com a Rede Graal (Posto 67-Jundiaí) • Desenvolvimento do primeiro corredor intermunicipal para veículos elétricos (entre Campinas e São Paulo) • Meta: até 30 pontos de recarga entre locais públicos e privados • Reabastecimento de até 80% da bateria em meia hora • Consumo médio mensal de um veículo elétrico: 146 kWh (equivalente a 73% do consumo de uma residência1) • Expectativa de economia de R$ 13,5mil2 por veículo substituído 1) Premissas: 12.000km ano e eficiência de 0,15 kWh/km, aferida no ZOE da CPFL Energia. O consumo por consumidor da CPFL Paulista é de aprox. 200 kWh/mês. 2) Gasolina R$ 3,00/L; Custo da Energia (com impostos) R$ 0,62 (tarifa residencial); Veículo a combustão rodando 12 km/L; Veículo elétrico 6,2 km/kWh  Experiência CPFL | R$ 90 mil km 13.425
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