Resultados 3T de Novembro de 2013

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1 12 de Novembro de 2013

2 Índice Mensagem do Presidente... 3 Destaques... 4 Eventos Recentes... 5 Portfólio em Operação... 5 Portfólio em Construção... 6 Parques Eólicos... 6 Usina Termelétrica movida a Biomassa... 6 Condições Gerais de Geração... 7 Produção de Energia... 9 Desempenho Econômico e Financeiro Demonstrativo de resultados Receita Operacional Líquida Custos de geração de energia Despesas Gerais e Administrativas EBITDA Resultado Financeiro Imposto de Renda e Contribuição Social Lucro (Prejuízo) Líquido Investimento Endividamento Mercado de Capitais Composição Acionária Anexo I Parque gerador em operação Pequenas Centrais Hidrelétricas Parques Eólicos Usinas de Biomassa Usina Solar

3 Mensagem do Presidente A proposta do MME/EPE 1 para o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2022 está em consulta pública desde 29 de outubro de 2013 e considera o crescimento de cerca de 4% ao ano na capacidade de geração de energia instalada do País. Neste contexto, o crescimento previsto das fontes renováveis é de aproximadamente 10% ao ano, o que contribuirá para que tais fontes alcancem 21% de participação na matriz energética do País em O contínuo desenvolvimento das fontes de energia renováveis é o principal pilar do plano de crescimento da CPFL Renováveis, que além de seus 59 projetos já instalados e em operação, conta com 502 MW de capacidade em construção, além de um pipeline de projetos da ordem de 3,8 GW. O PDE prevê que, dentre as fontes renováveis, a eólica seguirá apresentando o maior incremento, passando de 1,5% da participação na capacidade instalada do País em 2012 para 9,5% em As pequenas centrais hidrelétricas e usinas termelétricas movidas a biomassa alcançarão participação de 7,5% e 3,8%, respectivamente, em Neste cenário, a CPFL Renováveis se destaca como líder entre as geradoras de energia a partir de fontes renováveis e a única com atuação nas quatro fontes. A Companhia, que já dobrou de tamanho desde sua criação, conta atualmente com capacidade de 1,7 GW contratada, da qual 1.2 GW já está instalada. No 3T13, a Companhia adicionou 80 MW de potência à sua capacidade de geração, por meio da entrada em operação da usina termelétrica movida a biomassa Coopcana e da usina eólica Campo dos Ventos II. O constante desenvolvimento do conjunto de ativos de geração de energia da CPFL Renováveis contribuiu para o bom desempenho de sua receita líquida, que alcançou R$ 684,5 milhões nos 9M13. O EBITDA da Companhia foi de R$ 387,5 milhões no mesmo período, representando um aumento de 14,4% em relação ao EBITDA dos 9M12, a despeito de itens extraordinários que afetaram os resultados de 2013 (vide íntegra do relatório de resultados do 3T13). A CPFL Renováveis continua comprometida com o crescimento sustentável de seus negócios, contribuindo para a matriz energética e para a criação de valor a seus públicos de interesse. A Companhia reitera seu agradecimento aos colaboradores e acionistas pelo total comprometimento com o desenvolvimento de seu plano de negócios. André Dorf Diretor Presidente 1 Ministério de Minas e Energia, Empresa de Pesquisa Energética 3

4 São Paulo, 12 de novembro de 2013 A CPFL Energias Renováveis S.A. anuncia seus resultados do 3T13. As informações financeiras e operacionais a seguir, exceto quando indicado de outra forma, são apresentadas em bases consolidadas e de acordo com a legislação aplicável. Destaques 1. Ampliação da capacidade instalada para 1.233,1 MW em 59 usinas em operação, potência 8,9% superior ao 3T12 (1.132,0MW); 2. Entrada em operação da usina Coopcana, com 50,0 MW de capacidade instalada no Paraná; 3. O Parque Eólico Campo dos Ventos II (Rio Grande do Norte), com 30MW de capacidade instalada, foi considerado apto para operação pela Aneel e tem direito à receita prevista no contrato desde o dia 27 de setembro de 2013 (conexão pendente); 4. Receita Líquida de R$ 268,8 milhões no 3T13 e R$ 684,5 milhões no acumulado do ano, aumento de 10,6% e 29,5% em relação ao 3T12 e 9M12, respectivamente; 5. EBITDA de R$ 148,5 milhões no 3T13 (-11,3% vs. 3T12) e R$ 387,5 milhões no acumulado do ano (+14,4% vs. 9M12), ambos impactados pelas compras extraordinárias de energia para o atendimento de contratos no curto prazo. As margens de EBITDA totalizaram 55,3% e 56,6% no 3T13 e 9M13, respectivamente; 6. Sólida situação de liquidez financeira, com caixa de R$ 792,2 milhões no 3T13, desconsiderando o saldo em Conta Reserva de R$ 131 MM; 7. Investimento acumulado de R$ 686,6 milhões nos 9M13; 8. Alavancagem de 7,1x EBITDA, com perfil de dívida e custo adequados aos projetos da Companhia; Indicadores Econômicos e Operacionais (R$ mil) Demonstrativo de Resultados 3T13 3T12 3T13 vs. 3T12 9M13 9M12 9M13 vs. 9M12 Receita Líquida ,6% ,5% EBITDA ,3% ,4% Margem EBITDA 55,3% 68,9% -13,6 p.p. 56,6% 64,1% -7,5 p. p. Lucro Líquido (16.006) n.a. (82.804) n.a. Margem Líquida -6,0% 1,2% n.a. -12,1% 1,6% n.a Investimentos ,0% ,5% Indicadores Operacionais Numero de funcionários ,6% ,6% Capacidade Instalada 1.233, ,0 8,9% 1.233, ,0 8,9% # usinas em operação ,3% ,3% Energia Contratada (MWm) (1) ,3% ,3% (1) Energia contratada dos projetos em operação 4

5 Eventos Recentes 1. Entrada em Operação da usina Alvorada, com 50,0 MW de capacidade instalada em Minas Gerais, despacho publicado em 11 de novembro de Portfólio em Operação O Parque gerador da CPFL Renováveis atingiu 1.233,1 MW de capacidade instalada em operação nas quatro fontes de energia renovável em que a Companhia atua. Em relação ao 3T12, o crescimento foi de 8,9%, decorrente da entrada em operação dos ativos: 1. PCH Salto Góes 20,0 MW de capacidade instalada - em dezembro de 2012; 2. Usina Solar Tanquinho 1,1 MWp de capacidade instalada em novembro de 2012; 3. Usina Termelétrica movida a biomassa Coopcana - 50,0 MW de capacidade instalada - em agosto de 2013; e 4. Parque Eólico Campo dos Ventos II em setembro de 2013, com 30MW de capacidade instalada. Vale mencionar que o ativo é considerado apto a operar através do despacho Aneel nº e que, de acordo com as regras do Leilão de Energia de Reserva (LER) 2010, passou a ter direito à receita correspondente à geração desde o dia 27 de setembro de 2013, ainda que o término da construção da ICG (Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada) esteja pendente; Também contribuíram para os resultados nos 9M13 os projetos de biomassa Ipê e Pedra que entraram em operação em maio de 2012 e o Complexo Eólico Santa Clara, que foi considerado apto a operar e passou receber a receita correspondente desde de julho de Além disso, houve a aquisição de dois ativos que adicionaram 197,5 MW à capacidade instalada em operação, a saber: ,5 MW do Complexo Eólico Bons Ventos em junho/12; 2. 40,0 MW da Usina de Biomassa Ester em outubro/12. Vale mencionar que os ativos adquiridos ou que entraram em operação ao longo de 2012 contribuíram apenas parcialmente para os resultados dos 9M12. A atual capacidade instalada da Companhia, que é a empresa líder no setor de energia renovável no Brasil, está distribuída da seguinte forma: Fonte Capacidade Instalada (MW) Numero de Ativos Pequenas Centrais Hidrelétricas 326,6 35 Usinas Eólicas 1 585,5 16 Usinas de Biomassa 320,0 7 Usinas Solares 1,1 1 Total em Operação 1.233,1 59 Nota: 1 não inclui os parques eólicos de Rosa dos Ventos adquiridos em junho/13 e que ainda aguardam o cumprimento de condicionantes contratuais para a conclusão da transação 5

6 Portfólio em Construção Parques Eólicos Projeto Fonte U.F. Localização Capacidade Instalada (MW) Entrada em Operação Macacos I EOL RN João Câmara 78,2 4T13 Complexo Atlântica EOL RS Palmares do Sul 120,0 4T13 Complexo Campo dos Ventos EOL RN João Câmara 82,0 1T16 Complexo São Benedito EOL RN João Câmara 172,0 3T16 Total EOL em Construção 452,2 Usina Termelétrica movida a Biomassa Projeto Fonte U.F. Localização Capacidade Instalada (MW) Entrada em Operação UTE Alvorada Bio MG Araporã 50,0 4T13 Total BIO em Construção 50,0 Evolução do portfólio até ,7% 254,0 248, , , ,1 Atual 4T Total contratado Operando Previsão de inicio de operação em 2016 Previsão de inicio de operação 4T13 Total contratado 1. Considera a entrada em operação do primeiro parque dos complexos Atlântica e Macacos Nota: Não inclui os parques eólicos de Rosa dos Ventos adquiridos em junho/13 e que ainda aguardam o cumprimento de condicionantes contratuais para conclusão da transação 6

7 Condições Gerais de Geração Fonte Hídrica O potencial hidrelétrico do Brasil é um dos maiores do mundo e responde, atualmente, por 77% de toda matriz energética nacional, segundo a Aneel. Os maiores aproveitamentos hidrelétricos, entretanto, concentram-se em regiões isoladas, o que torna os pequenos empreendimentos (Pequenas Centrais Hidrelétricas) uma alternativa adequada e complementar para a matriz brasileira. As PCHs da CPFL Renováveis estão localizadas nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul do Brasil, onde se verificam condições hidrológicas distintas quando comparadas aos anos anteriores. No Sudeste/Centro-Oeste, o nível de armazenamento dos reservatórios está reduzido, pois estes iniciaram o ano de 2013 com níveis consideravelmente abaixo da média histórica e o período úmido não foi suficiente para reabastecê-los. No Sul, região que historicamente apresenta maior oscilação, a situação atual é mais confortável em decorrência das chuvas que ocorreram nos meses de junho a setembro. Os gráficos abaixo mostram o comportamento da energia armazenada em 2013 por região. Fonte Eólica Nos últimos anos, a geração de energia a partir da fonte eólica no Brasil tem apresentado crescimento expressivo. Em setembro de 2013, o boletim da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica) menciona que a atual capacidade instalada da fonte no País alcançou MW e está distribuída em 119 parques eólicos. Nos nove meses de 2013 verificou-se a entrada em operação de 11 novos parques eólicos, um crescimento de 11,2% na capacidade instalada desta fonte no Brasil. 7

8 Abaixo está o histórico de geração efetiva dos projetos da CPFL Renováveis que é bastante favorável, tanto nos últimos 12 meses como nos últimos 24 meses, superando os respectivos fatores de capacidade certificados. A taxa de eficiência média da Companhia totalizou 104% e 109% nos últimos 12 e 24 meses, respectivamente. Parque Eólico Fator de capacidade Certificado P50 Fator de capacidade real últimos 12 meses Taxa de eficiência Complexo Eólico SIIF (1) 36,5% 38,3% 105% Complexo Eólico - Bons 40,6% 41,3% 102% Ventos (2) Total 38,2% 39,8% 104% Parque Eólico Fator de capacidade Certificado Fator de capacidade real últimos 24 meses Taxa de eficiência Complexo Eólico SIIF (1) 36,5% 40,3% 110% Complexo Eólico - Bons 40,6% 43,7% 108% Ventos (2) Total 38,2% 42,0% 109% (1) (2) Complexo SIIF é formado pelos Parques eólicos Paracuru, Foz do Rio Choró, Icaraizinho e Praia Formosa. Complexo Bons Ventos é formado pelos Parques Enacel, Bons Ventos, Taíba Albatroz e Canoa Quebrada. Vale mencionar que o Complexo Eólico de Santa Clara, com 188,0 MW de capacidade instalada e o Parque Eólico Campo dos Ventos II, com 30 MW, já estão aptos a gerar energia e têm recebido a receita correspondente ao faturamento contratado no Leilão de Energia de Reserva (LER) 2009 e 2010, respectivamente, ainda que o término da construção da ICG (Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada) esteja pendente. Fonte Biomassa A produção de energia através da biomassa é considerada uma alternativa interessante para a diversificação da matriz energética dos países em substituição aos combustíveis fósseis, como petróleo e carvão, por exemplo. O Plano Decenal de Expansão de Energia de , da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), projeta uma crescente necessidade de processamento de cana-de-açúcar no Brasil para atender a evolução das demandas de etanol e açúcar, com consequente incremento na produção de bagaço. Além disto, vale destacar que o aproveitamento do bagaço para a queima em centrais de cogeração representa por si só uma evolução, pois transformou um antigo passivo ambiental das usinas sucroalcooleiras - a dificuldade em se encontrar uma destinação apropriada para esse resíduo em fonte de geração de energia renovável. No 3T13 mais um ativo de geração de energia através da biomassa de cana-de-açúcar da Companhia entrou em operação - vide sessão Portfólio em Operação. Assim, a CPFL Renováveis já conta com sete ativos em operação, dos quais cinco estão na região Sudeste, um na região Nordeste e um na região Sul. Mais detalhes sobre os ativos em operação estão no Anexo I deste documento. 8

9 O gráfico a seguir apresenta o histórico da safra nos estados em que a Companhia atua: Histórico da safra da cana de açúcar por estado (milhões de toneladas) Rio Grande do Norte Minas Gerais Paraná São Paulo (1) Fonte: Estatísticas do Ministério da Agricultura (1) Para 2013 a safra é estimada. O período de safra dos estados da região Sudeste inicia-se em abril e tem seu termino previsto para novembro, já o período da safra no Nordeste inicia-se em agosto e finaliza em março. Produção de Energia Nos 9M13 a CPFL Renováveis gerou GWh de energia, um aumento de 15,8% sobre o mesmo período de 2012, explicado principalmente: (i) (ii) (iii) Pela entrada em operação dos seguintes ativos de geração nos últimos 12 meses: (a) PCH Salto Góes com 20MW, em dez/2012; (b) Usina Solar Tanquinho com 1,1 MWp, em nov/2012; e (c) Usina Termelétrica Movida a Biomassa Coopcana com 50 MW, em ago/2013; Pela contribuição da energia gerada nos projetos de biomassa Ipê e Pedra nos resultados dos 9M13. Tais ativos entraram em operação em maio/2012 e, portanto, contribuíram parcialmente com o volume de energia dos nove meses de 2012; e Pela aquisição de dois ativos durante o ano de 2012, que adicionaram 198 MW à capacidade instalada em operação: 158 MW do Complexo eólico Bons Ventos e 40 MW da Usina de Biomassa Ester. A consolidação do desempenho econômico-financeiro destes ativos passou a contribuir com os resultados da CPFL Renováveis a partir de junho/2012 e outubro/2012, respectivamente. A produção por fonte esta representada no gráfico a seguir: Geração de Energia por fonte (GWh) (1) 15,8% 2.204,4 1, ,9 459,1 15,2% 365,4 899,1 837,5 760,3 780,6 0,4 178,8 Mmmm 276,7 416,8 mmwm 359,6 777,2 906,8 185,0 W 262,8 3T12 3T13 9M12 9M13 SOL BIO EOL PCH (1) Os dados de geração de energia não consideram o complexo eólico Santa Clara e o Parque Campo dos Ventos II que estão aptos para gerar energia e têm recebido a receita de seus contratos pendente término da construção da ICG. 9

10 No 3T13 houve um aumento de 42,2% na geração de energia das PCH s em relação ao 3T12. A condição hidrológica da região Sul, que desde o 2T13 vem se mantendo favorável em relação o ano anterior, foi suficiente para compensar a menor geração das PCHs do Sudeste que apresentou baixos níveis hidrológicos no período. Além disso, em dezembro de 2012 ocorreu a entrada em operação da PCH Salto Góes, contribuindo para o incremento na geração de energia das PCHs ao longo de No acumulado dos nove meses de 2013, a geração desta fonte foi 16,7% superior aos 9M12, devido aos mesmos efeitos explicados acima. Ainda no 3T13, os parques eólicos atingiram 359 GWh de energia gerada, uma redução de 13,9% quando comparada ao 3T12 (417 GWh). Esta variação é explicada, principalmente, por dois fatores: (i) o alto índice de chuvas no Nordeste, em julho de 2013, com redução na velocidade média dos ventos; e (ii) a geração de energia acima da média no 3T12, devido à elevada ocorrência de ventos como consequência de uma das maiores secas dos últimos anos no Nordeste do País. No acumulado 9M13, a geração pela fonte eólica apresentou um aumento de 10,1% em relação aos 9M12, explicada pela contribuição dos ativos da Bons Ventos (158 MW capacidade instalada), adquiridos em junho de No entanto, é importante ressaltar que a geração de parques eólicos deve ser analisada sempre em períodos de 12 meses, que suavizam as variações da sazonalidade dos ventos em relação ao fator de capacidade certificado para os ativos em operação. A CPFL Renováveis apresentou taxa de eficiência média de 104% nos últimos 12 meses, conforme mencionado anteriormente. A geração de energia das usinas de biomassa no 3T13 apresentou aumento de 54,7% em relação ao mesmo período de Este incremento é explicado principalmente pela aquisição da Usina Ester, concluída em outubro de 2012, e pela entrada em operação da Usina Coopcana em agosto de Nos 9M13 a geração efetiva nas usinas movidas à biomassa cresceu 25,8% em relação ao mesmo período de 2012, pelos mesmos motivos elencados acima, além do fechamento do 1º ciclo de geração das usinas Ipê e Pedra que entraram em operação em maio de Finalmente, vale destacar que o portfólio de ativos da CPFL Renováveis é diversificado tanto em termos de fontes como em localização geográfica. Essa característica é relevante, pois minimiza os efeitos das sazonalidades, que variam de acordo com a fonte renovável e também com a localização geográfica de cada um dos ativos. A descrição do portfólio em operação está detalhada no Anexo I deste documento. Em linhas gerais, as sazonalidades têm as seguintes características: - A menor velocidade média dos ventos faz com que os parques eólicos apresentem menores volumes de geração no 1º e 2º trimestres. - A safra da cana-de-açúcar na região Sudeste tem seu início em abril e seu término previsto para novembro. Já a safra da região Nordeste tem seu ciclo de produção entre agosto e março do ano seguinte. Dado que o reconhecimento das receitas das usinas eólicas e de biomassa segue a geração efetiva dessas usinas, observa-se o mesmo efeito sazonal em suas receitas, fazendo com que, de forma geral, o primeiro semestre do ano seja um período com menores receitas do que o segundo para esses ativos. - O período de chuvas favorece a geração das PCHs do Sudeste/Centro-Oeste no 4º e no 1º trimestres, enquanto no Sul a geração de energia é mais favorável no 2º e no 3º trimestres. Além disso, os efeitos na contabilização das receitas são consequência da Garantia Física de cada usina, 10

11 sazonalizada e registrada na CCEE. Vale mencionar que a diferença entre a energia gerada e a Garantia Física é coberta pelo MRE - Mecanismo de Realocação de Energia. A quantidade de energia gerada, acima ou abaixo da garantia física é valorada por uma tarifa denominada Tarifa de Energia de Otimização - TEO, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional é mensalmente contabilizada para cada gerador. Por fim, caso as usinas do MRE não gerem o somatório das garantias físicas, por condições hidrológicas desfavoráveis, todas as usinas rateiam a diferença valorada pelo Preço de Liquidação de Diferenças PLD, este efeito é definido como GSF ( Generation Scaling Factor ). Desempenho Econômico e Financeiro Demonstrativo de resultados RS mil 3T13 3T12 3T13 vs 3T12 9M13 9M12 9M13 vs 9M12 Receita operacional líquida ,6% ,5% Custo de geração de energia elétrica ( ) ( ) 39,0% ( ) ( ) 59,3% Lucro Bruto ,2% ,3% Despesas gerais e administrativas (23.157) (25.717) -10,0% (75.836) (69.213) 9,6% Amortização do direito de exploração Depreciação e amortização (31.969) (31.612) 1,1% (96.420) (78.837) 22,3% (691) (481) 43,7% (1.978) (1.165) 69,8% Lucro operacional ,8% ,1% Resultado Financeiro (68.933) (68.530) 0,6% ( ) ( ) 54,7% IR e CS (5.835) (2.715) 114,9% (10.319) n.a. Lucro líquido (16.006) n.a. (82.804) n.a. Margem líquida -6,0% 1,2% n.a. -12,1% 1,6% n.a. EBITDA ,3% ,4% Margem EBITDA 55,3% 68,9% -13,6 p.p 56,6% 64,1% -7,5p.p. EBITDA Ajustado (1) ,3% ,3% Margem EBITDA 72,5% 68,9% 3.6 p.p 71,4% 64,1% 7,3 p.p Ajustada (1) (1) Exclui os itens extraordinários: encargos de GSF e compra de energia para suprir lastro de contratos. Receita Operacional Líquida A receita liquida foi de R$ 268,8 milhões no 3T13, montante 10,6% maior do que a apurada no mesmo período do ano anterior. Em 9M13 a receita alcançou R$ 684,5 milhões, um incremento de 29,5% em relação aos 9M12. O bom desempenho decorre da receita adicionada pelos ativos Bio Ipê, Bio Pedra (maio/2012), Complexo Eólico Santa Clara (julho/2012), Usina Solar Tanquinho (novembro/2012), PCH Salto Góes (dezembro/2012), Bio Coopcana e Bio Alvorada (maio/2013), Complexo Eólico Atlântica e Campo dos Ventos II (setembro/2013), além da contribuição das aquisições da Bons Ventos S.A. e da Usina Ester, realizadas em junho e outubro de 2012, respectivamente. É importante lembrar que os ativos Bio Coopcana, Bio Alvorada, Complexo Eólico Atlântica, Complexo Eólico Santa Clara e Campos dos Ventos II auferiram receita, mas não contribuíram para a 11

12 geração de energia dos períodos comparados. Coopcana, Alvorada e Atlantica estão honrando seus contratos através de compra extraordinária de energia, enquanto Santa Clara e Campo dos Ventos II têm direito à receita por serem considerados aptos a operar pela Aneel (pendente término da construção da ICG). A tabela abaixo mostra a distribuição da receita líquida por tipo de contrato: Receita Líquida por tipo de contrato (R$MM) 3T13 3T12 3T13 vs 3T12 9M13 9M12 9M13 vs 9M12 CCEAR ,9% ,1% CER ,3% ,4%. Mercado Livre ,1% ,4% Proinfa ,1% ,6% Total Receita Líquida ,6% ,5% Nos contratos do CCEAR (Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado) houve um acréscimo de receita de 140,9% no trimestre e 82,1% no acumulado devido à: (i) (ii) (iii) Entrada em operação da PCH Salto Góes, em dezembro de 2012, com 20 MW de capacidade instalada Aquisição da usina movida a biomassa Ester, em outubro de 2012, com 40 MW de capacidade instalada Início do faturamento por disponibilidade do Complexo Atlântica a partir de setembro de A maior receita advinda de contratos CER (Contrato de Energia de Reserva) nos dois períodos é explicada: (i) pela entrada em operação do Complexo Santa Clara, com 188 MW de capacidade instalada, em julho de 2012; (ii) pela entrada em operação do Parque Eólico Campo dos Ventos II com 30MW de capacidade instalada, em 27 de setembro de 2013; e (iii) pelo fechamento do 1º ciclo de geração das usinas Ipê e Pedra, em operação desde maio de Nos contratos do Proinfa a receita ficou estável na comparação dos trimestres. Já em relação ao acumulado houve um aumento de 13,6% explicado principalmente pela aquisição dos ativos da Bons Ventos em junho de Evolução da Receita Líquida (R$MM) 528,7 29,5% 684,5 10,6% 242,9 268,8 3T12 3T13 9M12 9M

13 O gráfico abaixo monstra a composição da receita por fonte: Receita líquida por fonte 9M13 9M12 34,5% 48,5% EOL BIO 45,8% 44,2% EOL BIO 17,0% SOL PCH 10,0% SOL PCH Custos de geração de energia Custos de geração (R$ mil) 3T13 3T12 3T13 vs 3T12 9M13 9M12 9M13 vs 9M12 Custo de compra de energia (70.318) (16.390) 329,0% ( ) (52.967) 153,2% Encargos de uso de sistema (5.231) (9.872) -47,0% (29.931) (20.837) 43,6% Depreciação e amortização (57.115) (61.207) -6,7% ( ) ( ) 35,5% Outros (21.560) (23.501) -8,3% (57.073) (46.869) 21,8% Total dos Custos ( ) ( ) 39,0% ( ) ( ) 59,3% No 3T13, os custos de compra de energia totalizaram R$ 70,3 milhões, representando um incremento em relação aos R$ 16,4 milhões registrados no ano anterior, devido, principalmente, à compra extraordinária de energia para suprir o lastro dos contratos de venda de energia das usinas de biomassa Coopcana e Alvorada e para o Complexo eólico Atlântica, no valor de R$ 51,7 milhões, em função de alterações nos cronogramas das obras. Os custos extraordinários com compra de energia ocorrerão até que a operação comercial de cada um destes projetos seja iniciada. Vide sessão Investimentos deste documento para detalhes sobre os projetos. Vale mencionar que a provisão de ESS realizada no 2T13, no valor de R$ 5,4 milhões, foi estornada em setembro de 2013, com efeito positivo na linha de Encargos de uso de sistemas no 3T13. O provisionamento foi realizado em função da Resolução CNPE 03, de 06/03/2013, que estipulou que a partir de 01/04/2013 o custo do despacho das térmicas fora da ordem de mérito seria rateado entre os agentes do mercado, incluindo os geradores. Tal cobrança seria realizada através do ESS e o assunto está sendo discutido judicialmente. Entretanto, tanto na avaliação dos assessores jurídicos da Companhia como da APINE (Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica) o risco de perda dessa contingência foi considerado remoto e consequentemente os respectivos valores foram estornados. 13

14 No acumulado de 2013, os custos de geração de energia totalizaram R$ 384,8 milhões, 59,3% maior em relação aos 9M12, decorrente: (i) De despesas com compra de energia: a. Para atendimento ao lastro de contratos, conforme citado acima, no montante de R$ 69,1 milhões nos 9M13; b. Devido à aplicação do GSF - conceito explicado na sessão Produção de Energia - no valor de R$ 32,4 milhões no acumulado de 2013 (impacto apenas no 1T13). As condições hidrológicas desfavoráveis no 1S13, juntamente com a sazonalização de energia feita pelos agentes no início de 2013, ocasionaram a aplicação do GSF e consequentemente a necessidade de compra de energia por diversos geradores de energia elétrica do País; e (ii) Do aumento da depreciação e amortização devido ao contínuo crescimento das operações da Companhia: entrada em operação dos ativos Bio Ipê, Bio Pedra (maio/2012), Complexo Eólico Santa Clara (julho/2012), Usina Solar Tanquinho (novembro/2012), PCH Salto Góes (dezembro/2012), Bio Coopcana (agosto/2013) e Campo dos Ventos II (setembro/2013), além das aquisições da Bons Ventos S.A. e da Usina Ester em junho e outubro de 2012, respectivamente. Despesas Gerais e Administrativas Despesas G&A (R$ mil) 3T13 3T12 3T13 vs 3T12 9M13 9M12 9M13 vs 9M12 Despesas com pessoal (12.774) (6.369) 100,6% (36.137) (26.425) 36,8% Serviço de terceiros (6.338) (17.001) -62,7% (22.612) (30.350) -25,5% Depreciação (691) (481) 43,7% (1.978) (1.165) 69,8% Amortização do direito de exploração (31.969) (31.612) 1,1% (96.420) (78.837) 22,3% Outros (4.045) (2.347) 72,3% (17.087) (12.438) 37,4% Total das despesas G&A (55.817) (57.810) -3,4% ( ) ( ) 16,8% No 3T13 as despesas gerais e administrativas foram de R$55,8 milhões, uma redução de 3,4% em relação aos R$ 57,8 milhões do 3T12. Esta redução é explicada pelo efeito positivo dos menores gastos na rubrica de serviços de terceiros, compensando maiores despesas com pessoal. No que diz respeito aos serviços de terceiros, no 3T12 foram registrados: (i) os gastos realizados durante a preparação da Companhia para a Oferta Primária de Ações, que foi cancelada em função de condições adversas do mercado de capitais e do cenário desfavorável para o setor elétrico com a divulgação da MP 579. Vale mencionar que em 2013 a Companhia retomou a preparação para oferta pública e suas ações estão sendo negociadas em Bolsa de Valores desde julho de 2013; e (ii) despesas com consultorias para aquisições acorridas durante o ano de Por outro lado a rubrica de despesas com pessoal totalizou R$ 12,8 milhões no 3T13, um aumento de R$ 6,4 milhões contra o 3T12. Esta variação foi ocasionada, principalmente (i) pelos maiores gastos com pessoal em função da reclassificação de despesas de operação das usinas, de R$ 3,7 milhões, 14

15 que durante o exercício de 2012 tinham os seus respectivos gastos registrados em outros custos de geração de energia; (ii) aumento de despesas com salários, benefícios e horas extras (R$ 1,3 milhão); e (iii) aumento no pagamento de PLR e treinamentos no montante de R$ 1,1 milhão. Nos 9M13 as despesas gerais e administrativas, somaram R$ 174,2 milhões, 16,8% acima do registrado nos 9M12. Dentre as principais variações estão: (i) o acréscimo de R$ 17,6 milhões na rubrica de amortização do direito de exploração, que reflete principalmente a amortização decorrente da aquisição da Bons Ventos S.A. em junho de 2012, prevista no plano de aquisição; e (ii) aumento nas despesas com pessoal, principalmente PLR, previdência privada, assistência médica e dissídio anual, em decorrência do crescimento dos negócios da Companhia, com efeito de R$ 9,7 milhões entre os 9M13 e 9M12. Vale destacar que os resultados gerados pela Bons Ventos S.A., incluindo as despesas gerais e administrativas, passaram a ser contabilizados a partir de junho de Os períodos subsequentes já refletem integralmente a performance desse ativo. EBITDA No 3T13, o EBITDA da CPFL Renováveis totalizou R$ 148,5 milhões, decréscimo de 11,3% em relação ao 3T12 (R$ 167,5 milhões). Nos 9M13, o EBITDA atingiu R$ 387,5 milhões, 14,4% superior ao reportado nos 9M12 (R$ 338,9 milhões). As margens passaram de 68,9% no 3T12 para 55,3% no 3T13, enquanto no acumulado a margem decresceu 7,5 p.p. entre os períodos comparados (de 64,1% nos 9M12 para 56,6% nos 9M13). A expansão do portfólio da Companhia incrementou a Receita Operacional Líquida nos períodos comparados, contribuindo positivamente para o EBITDA que, em contrapartida, foi impactado por itens extraordinários relacionados à compra de energia para suprir lastro de contratos, despesas de GSF (apenas no 1T13) e reversão da provisão de ESS (com efeito apenas no 3T13), explicados anteriormente. Combinados, tais efeitos extraordinários totalizaram R$ 46,3 milhões no 3T13 e R$ 101,5 milhões nos 9M13 de tal forma que o EBITDA da Companhia apresentaria as seguintes evoluções se os itens extraordinários fossem desconsiderados: (i) (ii) R$ 194,8 milhões no 3T13, com margem de 72,5% e representando um acréscimo de 16,3% contra o 3T12; e R$ 489,1 milhões nos 9M13, com margem de 71,4% e superior em 44,3% ao EBITDA apurado nos 9M12. A evolução do EBITDA desconsiderando os itens extraordinários é reflexo do crescimento do portfólio de ativos em operação da Companhia que vem gradualmente compensando o aumento dos custos e despesas observados nos primeiros 2 anos de sua criação. A Companhia se estruturou para fazer frente ao seu plano de crescimento e, portanto, naturalmente seus custos e despesas sofreram elevações superiores ao crescimento da receita, já que muitos ativos ainda se encontram em fase de construção. 15

16 Evolução EBITDA e EBITDA ajustado (R$ MM) 68,9% 72,5% 64,1% 71,4% 55,3% 56,6% 489,1 101,5 167,5-11,3% 194,8 46,3 148,5 + 14,4% 338,9 387,5 3T12 3T13 9M12 9M13 EBITDA Margem EBITDA Gastos Extraordinários Margem EBITDA Ajustada (1) (1) Exclui os efeitos dos itens extraordinários Resultado Financeiro Composição do Resultado Financeiro (R$ mil) 3T13 3T12 3T13 vs 3T12 9M13 9M12 9M13 vs 9M12 Receitas Financeiras ,5% ,6% Receita de aplicação financeira ,6% ,4% Outras receitas ,5% ,3% Despesas Financeiras (84.348) (83.138) 1,5% ( ) ( ) 37,0% Juros de empréstimos e debentures (96.271) (81.705) 17,8% ( ) ( ) 42,0% Juros capitalizados no imobilizado ,3% ,5% Outras despesas financeiras (3.307) (9.393) -64,8% (12.823) (13.769) -6,9% Resultado Financeiro (68.933) (68.530) 0,6% ( ) ( ) 54,7% No 3T13 as receitas financeiras totalizaram R$ 15,4 milhões, enquanto no 3T12 esta rubrica somou R$14,6 milhões. O aumento de 5,5% entre os períodos é explicado pelo maior saldo médio de caixa no 3T13 total de R$ 927,8 milhões, comparados a R$ 865,0 milhões no 3T12. Nos 9M13 as receitas financeiras alcançaram R$ 34,1 milhões, um decréscimo de 17,6% quando comparadas aos 9M12 (R$ 41,4 milhões). Esta variação é explicada principalmente pela menor curva do CDI nos períodos, sendo na média 7,6% no 9M13 e 8,9% no 9M12, compensando o maior saldo médio de caixa entre os períodos (R$ 721,1 milhões nos 9M13 contra R$ 704,2 milhões nos 9M12). Já as despesas financeiras, aumentaram 1,5% no 3T13 quando comparadas ao 3T12, totalizando R$ 84,3 milhões e R$ 83,1 milhões, respectivamente. Nos 9M13, as despesas financeiras alcançaram R$ 232,1 milhões, incremento de 37,0% em relação aos 9M12. O acelerado crescimento da capacidade 16

17 instalada e do portfólio de ativos da Companhia é naturalmente associado a dívidas de longo prazo que, na medida em que as novas capacidades entram em operação ou que as aquisições passam a ser consolidadas na CPFL Renováveis, incrementam sua despesa financeira, afetando seus resultados líquidos. Consequentemente, no 3T13 e nos 9M13 o aumento das despesas financeiras é explicado principalmente pelos seguintes itens: 1. Aumento de R$ 14,5 milhões entre os trimestres e de R$ 76,3 milhões no acumulado do ano nas despesas com juros de empréstimos e debêntures, devido: (i) as novas captações do Complexo Macacos e do Complexo Atlântica, (ii) juros das dívidas captadas para aquisições realizadas em 2012 (Bons Ventos S.A. e da Usina Ester, totalizando R$ 830 milhões); e (iii) a emissão de Notas Promissórias da CPFL Renováveis de R$ 150 milhões em junho de 2013; 2. Aumento de R$ 7,2 milhões no trimestre e R$ 12,7 milhões no acumulado do ano referentes à capitalização para o imobilizado dos juros dos empréstimos dos Complexos Macacos e Atlântica (3T13), bem como das usinas Coopcana, Alvorada e Campos dos Ventos II (9M13); Em função das variações entre as receitas e despesas financeiras descritas acima, o resultado financeiro da CPFL Renováveis correspondeu à despesa financeira líquida de R$ 68,9 milhões no 3T13 e de R$ 197,9 milhões nos 9M13, representando acréscimos de 0,6% e de 54,7% na comparação com os respectivos períodos de Imposto de Renda e Contribuição Social A companhia adota o regime de tributação com base no lucro presumido para apuração do imposto de renda e da contribuição social para suas controladas em operação, com exceção das SPEs: Chimay, Bons Ventos, Formosa e Icaraizinho, que adotaram o regime de tributação com base no lucro real em função de ultrapassarem o limite de faturamento exigido por lei para enquadramento no lucro presumido que é de R$ 42 milhões atualmente. A partir de janeiro de 2014 o enquadramento no lucro presumido, passará para R$ 78 milhões, fazendo com que a SPE Chimay volte a ser enquadrada neste regime de tributação. Lucro (Prejuízo) Líquido No 3T13 a CPFL Renováveis apresentou resultado líquido negativo de R$ 16,0 milhões. No acumulado, o resultado líquido negativo somou R$ 82,8 milhões. Excluindo-se os itens extraordinários de R$ 46,3 milhões no 3T13 e de R$ 101,5 milhões nos 9M13, anteriormente explicados, o resultado líquido do período seria positivo, alcançando R$ 30,3 milhões no 3T13 e R$ 18,7 milhões nos 9M

18 Lucro/Prejuízo Líquido Ajustado 3T13 (R$ MM) -16,0 46,3 30,3 Prejuízo Líquido 3T13 Itens Extraordinários Lucro Líquido Ajustado 3T13 Lucro/Prejuízo Líquido Ajustado 9M13 (R$ MM) 101,5 18,7-82,8 Prejuízo Líquido 9M13 Itens Extraordinários Lucro Líquido Ajustado 9M13 Investimento No 3T13 a CPFL Renováveis investiu R$ 132,7 milhões essencialmente nos projetos em construção detalhados abaixo. No 3T12 os investimentos foram de R$ 221,1 milhões. Já nos 9M13 o investimento foi de R$ 686,6 milhões (R$ 863,7 milhões em 9M12). Ativos que entraram em operação durante o trimestre: (i) (ii) UTE Coopcana - localizada em São Carlos do Ivaí-PR, a entrada em operação comercial aconteceu em agosto/2013. A potência instalada é de 50 MW e a garantia física de 18 MW médios. A energia foi vendida através de contrato de longo prazo no mercado livre. Parque Eólico Campo dos Ventos II - localizado no Estado do Rio Grande do Norte. O despacho da ANEEL considerando o parque apto a iniciar operação foi publicado em outubro/2013, com sua receita reconhecida a partir de 27 de setembro de A potência instalada é de 30 MW e a garantia física é de 15 MW médios. A energia foi vendida no 3º Leilão de Energia de Reserva ocorrido em agosto de Ativos em construção: (i) UTE Alvorada - localizada em Araporã-MG, 94% das obras realizadas até setembro de a sua entrada em operação comercial está prevista para o 4T13. A potência instalada é de 50 MW e a garantia física de 18 MW médios. A energia foi vendida através de contrato de longo prazo no mercado livre. 18

19 (ii) (iii) Complexo Macacos I (Macacos, Pedra Preta, Costa Branca e Juremas) - localizados no Estado do Rio Grande do Norte, 66% das obras realizadas até setembro de a entrada em operação do primeiro parque do Complexo está prevista para o 4T13. A potência instalada é de 78,2 MW e a garantia física é de 37,5 MW médios. A energia foi vendida no Leilão de Fontes Alternativas ocorrido em agosto de Complexo Atlântica (Atlântica I, II, IV e V) - localizado no Estado do Rio Grande do Sul, 66% das obras realizadas até setembro de a entrada em operação do primeiro parque do Complexo está prevista para o 4T13. A potência instalada é de 120 MW e a garantia física de 52,7 MW médios. A energia foi vendida no Leilão de Fontes Alternativas ocorrido em agosto de Próximos projetos: (i) (ii) Complexo Campo dos Ventos (Campo dos Ventos I, III e V) - localizados no Estado do Rio Grande do Norte - entrada em operação prevista para o 1T16. A potência instalada é de 82 MW e a garantia física de 40,2 MW médios. A energia foi vendida através de contrato de longo prazo no mercado livre. Complexo São Benedito (Ventos de São Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica, Santa Úrsula, São Domingos e Ventos de São Martinho) - localizados no Estado do Rio Grande do Norte, com entrada em operação prevista para o 3T16. A potência instalada é de 172 MW e a garantia física de 89,0 MW médios. A energia foi vendida através de contrato de longo prazo no mercado livre. Endividamento O endividamento líquido consolidado no 3T13 totalizou R$ 3.903,1 milhões, 12,1% superior ao mesmo período de Grande parte deste aumento decorre das captações realizadas em 2012 para fazer frente às aquisições da Bons Ventos e da Usina Ester, ocorridas em junho e outubro de Além disso, nos 9M13 a Companhia realizou captações de R$ 657,6 milhões em novas dívidas para seus projetos em construção, sendo: (i) (ii) (iii) (iv) (v) R$ 177 milhões referentes ao empréstimo ponte do Complexo Macacos junto ao BNDES ao custo de TJLP/TJ6 + 3,02% a.a.; R$ 260 milhões referentes ao empréstimo ponte do Complexo Atlântica junto ao BNDES ao custo de TJLP/TJ6 + 3,02% a.a.; R$ 35 milhões referentes ao empréstimo ponte do Projeto Campos dos Ventos II junto ao Banco Itaú BBA ao custo de CDI + 1,05% a.a.; R$ 150 milhões referentes à nota promissória da CPFL Renováveis, emitida junto ao Itaú BBA, ao custo de 105% CDI. R$ 35,6 milhões referentes aos financiamentos da Salto Góes, Alvorada e Coopcana junto ao BNDES. Em relação às amortizações, destacamos os principais eventos referentes aos últimos 9 meses de 2013: (i) R$ 90 milhões referentes à liquidação da nota promissória emitida em 2012 para o financiamento dos projetos de Coopcana e Alvorada; (ii) R$ 92 milhões referentes à amortização parcial nota promissória do Complexo Atlântica emitida junto ao Banco do Brasil; (iii) R$ 56 milhões referentes à amortização anual das ações preferenciais da T-15; (iv) R$ 139,22 milhões referentes à amortização dos demais empréstimos. 19

20 A Companhia encerrou o 3T13 com endividamento total de R$ 4.695,3 milhões. Sem considerar os empréstimos ponte (que serão quitados com as captações de dívida de longo prazo), as dívidas apresentaram prazo médio de 6,6 anos e custo médio nominal de 7,79% a.a. (89,5% do CDI de 30 de setembro 2013). Endividamento (R$MM) 4.695, , , , , ,1 630,0 695, ,6 (1 792,2² 30 de setembro 2012 Curto Prazo Longo Prazo Caixa 30 de setembro 2013 Divida Líquida (1) Inclui R$787,8MM de empréstimos ponte os quais serão quitados com a captação de divida de longo prazo. (2) No saldo de caixa foi desconsiderado o saldo em Conta Reserva de R$ 131 MM (R$ 124 MM 2012), que se considerado totalizaria R$923 milhões, em 30 de setembro de Divida por indexador 53% 13% 2% 3% 29% Fixo CDI TJ6 IGPM TJLP Cronograma de amortização da dívida 2.518, ,5 173,3 751,6 324,9 325,7 329,0 36,2 137,1 271,9 4T Empréstimos e Debentures Empréstimos Ponte 20

21 O saldo de empréstimos ponte, no valor de R$ 787,8 milhões em 30 de setembro de 2013, refere-se a captações realizadas para projetos em construção que ainda não obtiveram os desembolsos de suas dívidas de longo prazo. Dessa forma, tal saldo será quitado quando da realização de tais desembolsos, com sua consequente migração para o longo prazo. Divida Líquida/EBITDA (R$MM) 7,0 6,7 7,2 7, , , , ,1 504,3 565,3 572,1 553,4 4T12 1T13 2T13 3T13¹ Alavancagem Divida Líquida EBITDA 12 Meses (1) No saldo de caixa foi desconsiderado o saldo em Conta Reserva de R$ 131 MM (R$ 124 MM 2012), que se considerado totalizaria R$923 MM, em 30 de setembro de 2013 (Alavancagem de 6,8x) É importante reforçar que a Companhia, de acordo com a natureza de seu negócio, possui um portfólio relevante de usinas em construção, para o qual foi contraído um montante significativo em dívidas sem a correspondente contrapartida de EBITDA, que será gerado na medida em que os projetos entrarem em operação. Mercado de Capitais As ações da Companhia são negociadas no mais alto segmento de governança corporativa, o Novo Mercado da BM&FBovespa, sob o código de negociação (ticker) CPRE3 desde 19 de julho de O período de estabilização foi concluído no dia 22 de agosto de 2013 através do anúncio de encerramento da Oferta Pública de Ações. Foram distribuídas ações ordinárias de emissão primária e ações ordinárias correspondentes à emissão secundária, em um volume total de recursos de R$ 915 milhões. As ações da CPRE3 tiveram valorização de 8,2% deste a abertura de capital da Companhia até o fechamento do pregão de hoje. Neste mesmo período o índice Bovespa (IBOV), valorizou 11,0% e o índice de Energia Elétrica (IEE) alcançou valorização de 2,8%. 21

22 Desempenho desde o IPO base 100 em 19/07/2013 Composição Acionária Abaixo a demonstração da composição acionária antes e depois da oferta: Detalhes sobre a oferta inicial de ações estão no prospecto final e demais documentos da oferta, disponíveis no website de Relações com Investidores da Companhia. 22

23 Contatos Teleconferência CPRE3 Andre Dorf Presidente Marcelo Souza Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Maria Carolina Gonçalves Superintendente de Relações com Investidores Daniele de Oliveira Analista de Relações com Investidores Priscila de Oliveira Analista de Relações com Investidores ri@cpflrenovaveis.com.br Telefone: Assessoria de Imprensa RP1 Comunicação Empresarial selmasantos@rp1.com.br Telefone: Teleconferência / webcast Data: 13 de agosto de 2013 Horário: 12h00 (Horário de Brasília) 9h00 a.m (Eastern time) Teleconferência em Português com tradução simultânea para o Inglês. Telefones para conexão: Brasil: (+55) EUA: Mundo: Senha: CPFL Renováveis Cotação de fechamento em 12/11/2013: R$ 13,00 Valor de Mercado: Reais R$ 5,7 bilhões Dolar: USD: $ 2,5 bilhões 23

24 Anexo I Parque gerador em operação Pequenas Centrais Hidrelétricas Projeto Fonte U.F. Localização Capacidade Instalada (MW) Americana PCH SP Americana 30,0 Buritis CGH SP Buritizal 0,8 Capão Preto PCH SP São Carlos 4,3 Chibarro PCH SP Araraquara 2,6 Dourados PCH SP Nuporanga 10,8 Eloy Chaves PCH SP Espirito Santo do Pinhal 18,8 Esmeril PCH SP Patrocínio Paulista 5,0 Gavião Peixoto PCH SP Gavião Peixoto 4,8 Jaguari PCH SP Pedreira 11,8 Lençois PCH SP Macatuba 1,7 Monjolinho CGH SP São Carlos 0,6 Pinhal PCH SP Espirito Santo do Pinhal 6,8 Salto Grande PCH SP Campinas 4,6 Santana PCH SP São Carlos 4,3 São Joaquim PCH SP Guará 8,1 Socorro CGH SP Socorro 1,0 Três Saltos CGH SP Torrinha 0,6 Alto Irani PCH SC Arvoredo 21,0 Arvoredo PCH SC Arvoredo e Xanxerê 13,0 Barra da Paciência PCH MG Açucena e Gonzaga 23,0 Cocais Grande PCH MG Antonio Dias 10,0 Corrente Grande PCH MG Açucena e Gonzaga 14,0 Ninho da Águia PCH MG Delfim Moreira 10,0 Paiol PCH MG Frei Inocêncio e Mathias Lobato 20,0 Plano Alto PCH SC Xavantina 16,0 São Gonçalo PCH MG São Gonçalo do Rio Abaixo 11,0 Varginha PCH MG Chalé e São José do Mantimento 9,0 Várzea Alegre PCH MG Conceição de Ipanema 7,5 Andorinhas CGH RS Bozano 0,5 24

25 Diamante PCH MT Nortelândia 4,2 Guaporé CGH RS Guaporé 0,7 Pirapó CGH RS Roque Gonzales 0,8 Saltinho CGH RS Muitos Capões 0,8 Santa Luzia PCH SC São Domingos e Ipuaçu 28,5 Salto Góes PCH SC Tangará 20,0 Total PCH em Operação 326,6 Parques Eólicos Projeto Fonte U.F. Localização Capacidade Instalada (MW) Foz do Rio Choró EOL CE Beberibe 25,2 Complexo SIIF Paracuru EOL CE Paracuru 25,2 Icaraizinho EOL CE Amontada 54,6 Praia Formosa EOL CE Camocim 105,0 Complexo Bons Ventos Taíba Albatróz EOL CE Taíba 16,8 Enacel EOL CE Aracati 31,5 Canoa Quebrada EOL CE Aracati 58,8 Bons Ventos EOL CE Aracati 50,4 Santa Clara I EOL RN Parazinho 30,0 Santa Clara II EOL RN Parazinho 30,0 Complexo Santa Clara Santa Clara III EOL RN Parazinho 30,0 Santa Clara IV EOL RN Parazinho 30,0 Santa Clara V EOL RN Parazinho 30,0 Santa Clara VI EOL RN Parazinho 30,0 Eurus VI EOL RN Parazinho 8,0 Campo dos Ventos II EOL RN João Câmara 30,0 Total EOL em Operação 585,5 Usinas de Biomassa Projeto Fonte U.F. Localização Capacidade Instalada (MW) Baia Formosa BIO RN Baía Formosa 40,0 UTE Pedra BIO SP Serrana 70,0 25

26 UTE Buriti BIO SP Buritizal 50,0 UTE Ipê BIO SP Nova Independência 25,0 Baldin BIO SP Pirassununga 45,0 Bio Ester BIO SP Cosmópolis 40,0 Bio Coopcana BIO PR São Carlos do Ivaí 50,0 Total BIO em Operação 320,0 Usina Solar Projeto Fonte U.F. Localização Capacidade Instalada (MWp) Tanquinho Solar SP Campinas 1,1 Total SOL em Operação 1,1 26