Santander VII Conferência Setor Elétrico Brasil Wilson Ferreira Jr CEO

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

Temas para discussão 1 2 3 4 5 6 7 Panorama 2015-2016 Repactuação do risco hidrológico 4º Ciclo de Revisão Tarifária Desempenho do mercado e Inadimplência Tarifas em 2016 Alavancagem Cenário hidrológico 2

Avanços regulatórios e melhores perspectivas para 2016 Situação em 2015 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 Grandes evoluções regulatórias Melhora no cenário hidrológico 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 4

Como solucionar o impacto do GSF para os geradores? Regras Gerais 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) Repactuação do risco hidrológico Montante repactuado no ACR (% da CPFL): 459 MW médios Negociação pendente: BAESA (95,2 MW médios) Parcela ACL: não repactuado 6

As discussões sobre a metodologia do 4CRTP trouxeram resultados positivos, se comparado às regras do 3CRTP 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 A aplicação da nova metodologia para a CPFL Piratininga gerou um benefício de R$ 43,5 milhões/ano Movimentação do EBITDA regulatório R$ milhões 239 41 12 291 132 (80) 10 354 8

As discussões sobre a metodologia do 4CRTP trouxeram resultados positivos, se comparado às regras do 3CRTP Metodologia BRR (3ª fase AP023) Equipamento Principal: média ponderada dos preços de todo ciclo tarifário > mitiga riscos de fortes variações de preços COM & CA: Banco de Preços Referenciais incentiva empresas que compram de forma mais eficiente > Aplicação nas RTPs a partir de 2017 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) Cálculo da BAR Metodologia 4CRTP x 3CRTP 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% A aplicação da nova formulação da BAR para a CPFL Energia pode gerar um benefício de até R$ 65 milhões/ano (moeda revisão tarifária) Pontos que ainda necessitam evolução: Remuneração sobre ativos 100% depreciados Perdas não técnicas incentivo para empresas eficientes Receitas Irrecuperáveis - aumento do aging no 4CRTP 9 1) Dados provenientes dos últimos eventos de RTP das distribuidoras (4CRTP para CPFL Piratininga e 3CRTP para as demais).

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

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

Expectativa para reajustes tarifários em 2016 Principais fatores que contribuem para a redução em 2016 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 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 14 1) Parcela do orçamento de CDE repassada às tarifas; valores aprovados pela Aneel.

Endividamento Controle de covenants financeiros Alavancagem 1 R$ bilhões Dívida Líquida ajustada 1 /EBITDA ajustado 2 Com ajuste da CVA no saldo de caixa EBITDA ajustado 1,2 R$ milhões 4.377 3.399 3.736 3.835 3.755 3.971 A CPFL Piratininga passa a receber R$ 475 milhões em CVAs a partir de outubro de 2015 Evolução do saldo de caixa e CVA 3 R$ bilhões +17% 4.999 4.134 4.801 4.808 5.622 2.616 +26% +13% 16 1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 3) Saldo de ativos e passivos regulatórios (-) bandeiras tarifárias não homologadas pela Aneel.

Perfil da dívida 30/set/2015 Custo da dívida bruta 1,2 últimos 12 meses Nominal Real Composição da dívida bruta por indexador 3T15 2,4 TJLP Prefixado (PSI) CDI IGP Cronograma de amortização da dívida 3,4 set/15 R$ milhões Cobertura do caixa: 1,70x amortizações de curto-prazo (12M) 5.134 Prazo médio: 3,51 anos % Dívida no curto prazo (12M): 12,4% do total 3.603 3.716 2.183 2.652 2.301 1.325 380 5 Caixa Curto Prazo 4T16 2017 2018 2019 2020 2020+ 17 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.

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

Perspectivas para 2016 Cenários de Níveis de Reservatórios para 2016 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 Fev 15: 47,4% dec/15 jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 Período Úmido Período Seco Real./Estim. ONS 80%MLT (Despacho Térmico 65%) 90%MLT (Despacho Térmico 50%) 100%MLT (Despacho Térmico 35%) Média 1997-2015 20