1. BTG Pactual XV CEO Conference
Wilson Ferreira Jr
CEO
Fevereiro 2014 07 de março de 2012
São Paulo,

2. Agenda
1
2
Destaques Financeiros
3
A expansão da CPFL Renováveis
4
2
Overview
Cenário hidrológico em 2014

3. Agenda
1
2
Destaques Financeiros
3
A expansão da CPFL Renováveis
4
3
Overview
Cenário hidrológico em 2014

4. Destaques
no setor elétrico brasileiro
• Market cap de
, listada
e na
• EBITDA gerencial2 (12M3T13) de
Líquido
gerencial2
e Lucro
de
diferenciada: >50% do lucro líquido,
em bases semestrais.
desde o IPO em 2004
• Presença concentrada nas
do
Brasil
por meio de 8 subsidiárias
de
e um fornecedor de
no Brasil
Gerador privado com
, mais de
4
1) Em 22/jan/14. 2) IFRS (+) consolidação proporcional dos projetos geração convencional (+) ativos e passivos regulatórios (-) itens nãorecorrentes.

5. Maior player privado no setor elétrico
Distribuição
Comercialização
Geração
Área de concessão (cativo +
TUSD)
Energia convencional e
renovável
o Lucro líquido: R$1.236 mm
• 2.988 MW de capacidade
instalada total (participações)
• Mais de 93% renovável
• Maior portfolio de energia
alternativa na America Latina
• 12M3T131:
o Receita líquida: R$2.729 mm
o EBITDA: R$1.863 mm
o Lucro líquido: R$404 mm
Líder em Distribuição2
2o maior player privado3
• 7,3 milhões de clientes
• 569 municípios
• 12M3T13 Vendas de 58.197
GWh
• 12M3T131:
o Receita líquida: R$11.123 mm
o EBITDA: R$2.506 mm
CPFL
CPFL
Outros
3 maiores players:
5
Consumidores Livres e
Serviços de Valor Agregado
• 288 consumidores livres
• alcance nacional
• 12M3T13 Vendas de 18.609
GWh4
• 12M3T131:
o Receita líquida: R$2.161 mm
o EBITDA: R$113 mm
o Lucro líquido: R$56 mm
2o maior player em Comercialização5
CPFL
Outros
3 maiores players:
Outros
3 maiores players:
1) Dados ajustados por ativos e passivos regulatórios, itens não-recorrentes e receita de construção. Desconsidera também eliminações; 2) Fonte: EPE e
companhias (Set-13); 3) Fonte: ANEEL (Dez-13); 4) Volumes de comercialização e geração vendidos para fora do grupo; 5) Fonte: CCEE (Nov-13).

6. Agenda
1
2
Destaques Financeiros
3
A expansão da CPFL Renováveis
4
6
Overview
Cenário hidrológico em 2014

7. CPFL Energia | Principais indicadores financeiros – Vendas
Vendas totais de energia1 (GWh)
51.090
52.382
52.851
57.128
4,5%
59.706
CAGR 2009-12
3,8%
2009
CPFL Renováveis2
2010
2011
2012
Comercialização + Geração Convencional3
Receita líquida (R$ milhões) – gerencial5
12M 3T13
Cativo4
7,3%
CAGR 2009-12
7,0%
7
7
1) Exclui CCEE e vendas a partes relacionadas. 2) Considera 100% (critério IFRS). 3) Considera ajuste de provisionamento de 88 GWh no 9M12 e participação em Foz
do Chapecó, Baesa, Enercan e Epasa. 4) Considera mudanças no calendário de faturamento das permissionárias da RGE no 2T12. 5) Ajustado pela consolidação
proporcional da geração (IFRS 11), ativos e passivos regulatórios, itens não-recorrentes e excluindo receita de construção.

8. CPFL Energia | Principais indicadores financeiros – EBITDA
e Lucro Líquido
-4,5%
EBITDA (R$ milhões) | Gerencial1
4.625
3.320
4.415
3.770
EBITDA
Margem EBITDA
2.762
30,3%
32,9%
34,5%
30,7%
26,1%
2009
2010
2011
2012
Lucro Líquido (R$ milhões) | Gerencial1
1.544
1.560
14,6%
13,6%
2009
8
2010
2011
11,7%
12M 3T13
-13,2%
1.676
1.286
11,7%
CAGR 2009-12
12,5%
2012
1.455
Lucro líquido
Margem líquida
CAGR 2009-12
10,1%
12M 3T13
1) Ajustado pela consolidação proporcional da Geração (IFRS 11), ativos e passivos regulatórios e itens não-recorrentes
9,2%

9. Iniciativas de Redução de Custo
Orçamento Base Zero
Programa Tauron
Ineficiências de orçamentos
passados não são
transmitidos para períodos
futuros
Introdução da tecnologia de
smart grid na rede de
distribuição – maior
agilidade e menor custo de
operação
Centro de Serviços
Compartilhado
Implementação de um
provedor de serviço de
back-office – maior
produtividade e eficiência
Total das iniciativas (2015 x 2011):
(R$ 127 milhões já alcançados até set/13)
Resultados
Âmbito Corporativo
• Redução dos serviços de consultoria e
“primarização” das atividades: redução de ≈47%
• Normatização da mão-de-obra terceirizada:
redução de ≈52%
• Aperfeiçoamento da gestão das despesas de
viagem: redução de ≈18%
• Materiais de escritório e consumo de papel:
redução de ≈66%
9
Âmbito Operacional
• Despesa com inspeções (combate a perdas),
revisão de processos e melhoria na
assertividade das inspeções: redução de
≈17%
• Leitura e entrega de contas – conta por email,
mudanças de layout/tipo de papel, alinhamento
dos valores cobrados pelos bancos para todas
as Distribuidoras: redução de ≈11%

10. Projeto Tauron – smart grid
Logística otimizada das equipes de campo
(mapas geo-referenciados)
• Medição do consumo em tempo real
• Maior agilidade nos restabelecimentos
• Análise da curva de carga dos clientes
• Economias com deslocamentos
Uso de tablets para comunicação em tempo real
• Despacho dinâmico
• Detecção de fraudes em tempo real
• Apuração de falta de energia em tempo real
• Roteirização de equipes
• Atualização on-line do progresso das ordens
Resultados alcançados
• Despacho automatizado + tablets já implementados em ~35% das equipes (RGE e CPFL Piratininga)
• 13.000 medidores inteligentes já instalados (52%) até Jan-14 em clientes do Grupo A (Meta: 25.000)
• Implantação da Rede RF Mesh de Telecomunicações já concluída nas 8 distribuidoras
10
EBITDA acumulado até setembro: R$ 24 milhões

11. Produtividade e eficiência
Distribuição - Custos Reais / COR (Custos Operacionais Regulatórios)
Média Setor = 110%1
Média CPFL= 83%
Geração – EBITDA 12M-3T12/MW instalado
11
1) Fonte: ANEEL
2) CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa
Todas as
distribuidoras do
Grupo CPFL
apresentam custos
(PMSO) inferiores
aos Custos
Operacionais
Regulatórios

12. Endividamento | Controle de covenants financeiros
Alavancagem1 | R$ bilhões
12,6
12,2
3,03
3,42
3,53
2012
1T13
2T13
3T13
4.377
EBITDA ajustado2
R$ milhões
12,6
2,89
Dívida Líquida ajustada1
/EBITDA ajustado2
12,5
4.111
3.676
3.466
Custo da dívida bruta3 | últimos 12 meses
17,7%
Nominal
12
1,7% 1,2%
2T13
2011
2010
2009
3,0%
8,0%
CDI
TJLP
2,0%
3T13
11,1%
9,4% 10,5%
9,0% 8,4% 8,0%
4,9% 4,4% 4,3%
2008
2006
2005
2004
9,9%
7,3% 7,1%
2007
7,9%
Real
13,4%
1T13
13,4% 12,1%
2012
13,9%
9,4%
Composição da dívida bruta3
Prefixado
(PSI)
IGP
1) Critério dos covenants financeiros. 2) EBITDA recorrente últimos 12 meses (critério dos covenants). 3) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-)
hedge (considerando consolidação proporcional).

13. Perfil da dívida em 30/set/2013
Cronograma de amortização da dívida1 (set/13) | R$ milhões
Cobertura do caixa:
2,4x amortizações
de curto-prazo (12M)
Prazo médio: 4,08 anos
Curto-prazo (12M): 14,4% do total
5.406
4.200
3.315
2.886
2.686
2.283
2.231
198
Caixa
13
Curto Prazo
2014²
2015
2016
2017
2018
2019+
1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$ 350 milhões; LP = R$ 61 milhões), hedge (efeito líquido positivo de R$ 350 milhões) e Marcação a Mercado (R$
60 milhões). 2) Considera amortização a partir de 01/out/14.

14. Agenda
1
2
Destaques Financeiros
3
A expansão da CPFL Renováveis
4
14
Overview
Cenário hidrológico em 2014

15. CPFL Renováveis | Associação com a Dobrevê Energia
• Incorporação da WF2 pela CPFL Renováveis, que passará a deter 100% das ações da DESA
Transação • O ARROW, fundo gestor da WF2, passará a deter 12,63%1 do capital social da CPFL
Renováveis, mediante cumprimento das condições precedentes
Presença Geográfica
Ativos Contratados
Capacidade
Instalada
Hidro
15
Eólica
Biomassa
Solar
PCHs
Eólicas
Jul-07
R$ 202/MWh
19,4 MW
64,9%
Nov-10
R$ 201/MWh
PCH Novo
Horizonte
23,0 MW
45,2%
Jun-11
R$ 136/MWh
145,2 MW
45,5%
Jul-12
R$ 186/MWh
60,0 MW
49,2%
Set-13
R$ 150/MWh
Morro dos
Ventos II
29,2 MW
51,8%
1T16
R$ 124/MWh
PCH Mata
Velha
PCH Ludesa
São Domingos – SC
70,7%
C. Morro dos
Ventos
PCH Matavelha
Unaí - MG
30,0 MW
Eurus
PCH Novo Horizonte
Campina Grande – PR
Morro do Vento e Eurus
Região de João Câmara – RN
Data de entrada
em operação
PCH
Figueirópolis
PCH Figueirópolis
Indiavaí – MT
Fator de
Capacidade
24,0 MW
52,1%
2T16
R$ 131/MWh
PCH
Ludesa
(1)
PPA
(2)
1) A DESA detém 60% do capital da PCH Ludesa. 2) Os PPAs têm data base de Janeiro/2014 (valores médios quando da existência de mais de um PPA). 3) Em 31 de Dezembro de 2013
a DESA apresentou um saldo de dívida líquida consolidado de R$ 656 milhões (valor preliminar, sujeito a auditoria e portanto a eventuais alterações), a ser acrescido após 31 de
dezembro de 2013 em aproximadamente R$ 200 milhões.

16. A CPFL Renováveis após a transação | Adição de 331 MW à
capacidade contratada
Evolução da capacidade total contratada da CPFL Renováveis após a transação | MW instalado
30 MW PCH Ludesa
19 MW PCH Figueirópolis
23 MW PCH Novo Horizonte
145 MW EOL Morro dos Ventos I
60 MW EOL Eurus
29 MW EOL Morro dos Ventos II
24 MW PCH Mata Velha
51 MW EOL
Pedra Cheirosa
78 MW EOL Macacos I
120 MW Complexo
Atlântica
82 MW EOL Complexo
Campo dos Ventos
172 MW EOL Complexo
São Benedito
Principais méritos
16
1) Não considera a aquisição de Rosa dos Ventos – pendente ainda de cumprimento de condições precedentes.

17. CPFL Renováveis | Estrutura societária
Antes da operação
(ARROW)
(2)
58,84%
Mercado
5,61%
5,49%
7,12%
2,97%
1,93%
1,47%
7,24%
0,00%
9,32%
Depois da operação
(ARROW)
(2)
51,41%
17
Mercado
4,90%
4,80%
6,22%
2,59%
1,68%
1,29%
1) A participação poderá sofrer eventuais ajustes decorrentes de auditoria. 2) Via CPFL Geração.
6,33%
12,63%(1)
8,14%

18. Agenda
1
2
Destaques Financeiros
3
A expansão da CPFL Renováveis
4
18
Overview
Cenário hidrológico em 2014

19. Condições Energéticas do Sistema | Hidrologia desfavorável e alerta
para o baixo nível dos reservatórios
Nível de reservatórios no SIN | %
100
90
80
70
60
50
42,6
40
39,7
30
20
24/fev (real):
38,9%
10
0
jan
fev
mar
2001
19
abr
2002
mai
2008
jun
2009
jul
ago
2012
set
2013
out
nov
Prev. ONS
dez

20. Em fevereiro | Sistema de alta pressão impede o avanço de
frentes frias no Brasil1
Precipitação acumulada no Brasil entre
01/fev e 07/fev/2014 | mm
Fenômeno climático atípico
• Sistema de alta pressão atuando nas regiões
Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste
• Avanço das frentes frias por todo o país foi
impedido
• Estiagem prolongada nas bacias hidrográficas
ENA no mês de fevereiro/14 | SE/CO | % MLT
60%
50%
40%
41%
35%
30%
39%
20%
10%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
0%
Prev. ONS
20
1) Fonte: ONS
ENA diária real.
Média mensal

21. Previsão meteorológica | Expectativa de maiores índices
pluviométricos nos próximos dias
27/02/2014
01/03/2014
02/03/2014
21
28/02/2014
03/03/2014
04/03/2014
1) Fonte: CPTEC/ONS

22. Energia Natural Afluente | Em 2013, o período úmido teve ENA
abaixo da média histórica, mas as chuvas vieram no período seco
Energia Natural Afluente – SE/CO | GW médios
70
60
50
40
30
20
ENA SE/CO
22
MLT
fev/14
jan/14
dez/13
nov/13
out/13
set/13
ago/13
jul/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
jan/13
10

23. Carga média | Significativa redução nos subsistemas SE/CO e Sul
na 2ª quinzena de fevereiro, devido à menor temperatura
Carga média no SE/CO1 | GW médios
46
44
42
40
38
36
34
32
42,6
Crescimento médio
(em relação a 2013)
41,0
38,7
01 a 14/02: 12%
Diário
Media
média 1 a 14
24-fev
23-fev
22-fev
21-fev
20-fev
19-fev
18-fev
17-fev
16-fev
15-fev
14-fev
13-fev
12-fev
11-fev
10-fev
9-fev
8-fev
7-fev
6-fev
5-fev
4-fev
3-fev
2-fev
1-fev
15 a 24/02: 1%
Acumulado: 7%
Média 15 a 24
Carga média no SUL1 | GW médios
Crescimento médio
(em relação a 2013)
16
13,2
14
12,4
12
01 a 14/02: 21%
11,2
10
15 a 24/02: 2%
Diário
23
1) Fonte: ONS.
Média mês
Média 1 a 14
Média 15 a 24
24-fev
23-fev
22-fev
21-fev
20-fev
19-fev
18-fev
17-fev
16-fev
15-fev
14-fev
13-fev
12-fev
11-fev
10-fev
9-fev
8-fev
7-fev
6-fev
5-fev
4-fev
3-fev
2-fev
1-fev
8
Acumulado: 13%

24. Perspectivas para 2014 | Cenários de evolução do armazenamento
Cenários de evolução do armazenamento do SIN em 20141| % energia armazenável máxima
80%
70%
60%
47,3%
50%
40%
39,8%
30%
20%
15,1%
10%
0%
jan
fev
mar
ENA 100%MLT
24
abr
mai
jun
jul
ENA similar à de 2013 (105%MLT)
ago
set
out
nov
dez
Cenário Limite (ENA 75%MLT)
1) Premissas: Para os cenários ENA 100% MLT e ENA 105% MLT, considera-se despacho de térmicas por ordem de mérito, no período de março a
dezembro. Para o Cenário ENA 75% MLT, despacho de 100% das térmicas em todo o período.

25. Perspectivas para 2015 | Nova capacidade entrando em operação
no curto prazo garantem maior folga
Balanço SIN - Cronograma ONS fev/14 |
GW médios
Nova capacidade entrando em
operação em 20141 | ONS
84,6
81,8
5,9
78,5
Jirau
hidro
3.750
2.185
mar/14
Batalha
hidro
53
49
mar/14
Baixada Fluminense
termo
530
430
abr/14
Maranhão III
termo
499
471
abr/14
Santo Antonio
hidro
3.150
2.218
set/14
2,9
Santo Antonio do Jari
hidro
300
196
nov/14
Ferreira Gomes
hidro
252
150
jan/15
Belo Monte Comp.
hidro
233
152
mar/15
Teles Pires
hidro
1.820
915
abr/15
Colíder
hidro
300
173
6,5
67,1
jul/15
75,1
70,0
2014
6,2
78,7
75,3
5,7
72,2
69,4
2015
Sobreoferta
2016
2017
Oferta
2018
Demanda
Estão previstos ainda 3,0 GW
médios em PCHs e energia de
reserva para 2014/2015
25
1) Até o momento, estão em operação 1.172 MW da UHE Santo Antonio e 300 MW da UHE Jirau. Além disso, estão previstos para março 213 MW
para Santo Antonio e 75 MW para Jirau.