Santander | VII Conferência do Setor Elétrico

São Paulo, 07 de março de 2012Fevereiro 2016

Santander

VII Conferência Setor Elétrico

Brasil

Wilson Ferreira Jr

CEO

1

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



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Tarifas em 2016

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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

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

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Tarifas em 2016

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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

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


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Tarifas em 2016

7



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2


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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

23941 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

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

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Tarifas em 2016

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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

Vendas de Energia | 9M15

Set/14 Set/15

2.212 2.199

880 930

9M14 9M15

32.085 31.108

12.560 11.946

44.64543.054

(254) (40) (1.091) (206)

Resid.

-0,5% -6,0% -3,1%

Comerc. Indust. Demais9M14 9M15

-2,1%

Vendas na áreade concessão | GWh

Vendas por classede consumo | GWh

Crescimento na área de concessão | Comparativo por região | %

44.645 43.054-4,9%

TUSD Cativo (Distribuição)

-3,6%

-3,0%

Capacidade instaladade Geração1 | MW

3.091 3.129+1,2%

-0,6%

+5,7%

Renováveis Convencional

Perfil do Mercado naárea 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

Inadimplência e PDD

Evolução da PDDem R$ milhões

Régua de cobrança | 14 ações dirigidas para buscar a melhor efetividade de recuperação

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Tarifas em 2016

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2


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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

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



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Tarifas em 2016

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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

Endividamento | Controle de covenants financeiros

Alavancagem1 | R$ bilhões

Dívida Líquida ajustada1

/EBITDA ajustado2

4.377 3.399 3.736 3.835 3.755 3.971EBITDA ajustado1,2

R$ milhões

Com ajuste da CVA no saldo de caixa

Evolução do saldo de caixa e CVA3 | R$ bilhões5.622

4.8084.8014.9994.134

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

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 amortizaçõesde 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.

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Tarifas em 2016

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Panorama 2015-2016

Alavancagem6

10

30

50

70

90

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nov-1

2dez-

12

jan-1

3fe

v-1

3m

ar-

13

abr-

13

mai-13

jun-1

3ju

l-13

ago-1

3se

t-13

out-

13

nov-1

3dez-

13

jan-1

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4m

ar-

14

abr-

14

mai-14

jun-1

4ju

l-14

ago-1

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t-14

out-

14

nov-1

4dez-

14

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5m

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15

abr-

15

mai-15

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nov-1

5dez-

15

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6fe

v-1

6

ENA SE/CO MLT

Nível de reservatórios no SIN | %

Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios ENA | % MLT

Sub sistema

2015 Jan2016

Fev2016¹úmido Seco

67% 106% 127% 85%

137% 162% 204% 180%

44% 40% 39% 111%

71% 113% 111% 96%

10% abaixoda MLT 36% abaixo

da MLT 32% abaixoda MLT

Nível dos reservatórios e ENA

1) Até 15/fev19

Fev 15: 47,4%

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%

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Investor Relations

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