Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros deacordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadasem certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico enas condições de mercado e nos 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 deexpectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condiçõeseconômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviçospúblicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suasoperações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultadosreais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações deexpectativas sobre eventos ou resultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores enenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ouopiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquerresponsabilidade 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 atuaisexpectativas 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 deinformações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outrosassuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações sebaseiam.
Crescimento de 4,6% nas vendas na área de concessão
Aquisição dos ativos de co-geração à biomassa da Usina Ester (40 MW em operação) por R$ 111,5 milhões pela CPFL Renováveis em mar/12
Aquisição dos parques eólicos Bons Ventos (157,5 MW em operação) por R$ 1.062 milhões pela CPFL Renováveis em fev/12
Aquisição dos parques eólicos Atlântica (120 MW em construção) pela CPFL Renováveis em jan/12
Distribuição de R$ 1.506 milhões em dividendos em 2011. Dividend yield de 7,1%
Investimentos de R$ 703 milhões no 4T11 e de R$ 1.905 milhões em 2011. Capex estimado de R$ 8.310 milhões entre 2012-2016
Aumento de participação na CPFL Renováveis para 63% com aconclusão da operação da Jantus, e na Epasa para 52,75% a partir de dez/11
Conclusão da aquisição da PCH Santa Luzia em dez/11
Financiamento de R$ 85 milhões aprovado peloBNDES para a construção da PCH Salto Góes
Valorização das ações de 34,0% na Bovespa,superando o Ibovespa (-18,1%) e o IEE(19,7%) em 2011 e valorização de 25,9% na NYSE, superando o Dow Jones (5,5%) e o DJBr20 (-20,6%)
7º ano consecutivo no ISE - Índice de Sustentabilidade Empresarial da Bovespa
Free Float
DIS
TRIB
UIÇ
ÃO
GER
AÇ
ÃO
3
CO
MER
CIA
LIZA
ÇÃ
O
REN
OV
ÁV
EIS
Investco
Paulista Lajeado
SER
VIÇ
OS
1
1) A cionistas controladores;2) Inclui 0,1% de ações da empresa C amargo C orrêa S.A.; 3) UTEs Termoparaíba e Termonordeste; 4) C PFL Energia detém 63,0% de participação indireta na C PFL Renováveis através da C PFL Geração com 35,5% e da C PFL Brasil com 27,5%
4T10 4T11
9.869 10.183
3.469 3.764 TUSD
Cativo(Distribuição)
Vendas na área de concessãoClasses de consumo
Vendas na área de concessão (GWh)
13.339 13.947
+3,2%
+8,5%
+4,6%
1) C onsidera 65% de C eran, 54,5% da C PFL Renováveis em out-nov/11 e 63% em dez/11. Desconsidera v endas da Epasa (contrato de disponibilidade). Exclui C C EE e v endas a partes relacionadas. 2) Fonte: EPE
Vendas totais de energia (GWh)1
Crescimento na área de concessão (%)2Comparativo por região
4T10 4T11
9.869 10.183
3.200 3.186 Comercialização/Geração (forado Grupo)
Cativo(Distribuição)
1
6,8%5,3%
2,8%
6,6%4,6%
+3,2%
-0,5%
+2,3%13.069 13.369
2010 2011
39.250 39.917
12.794 14.674 TUSD
Cativo(Distribuição)
Vendas na área de concessãoClasses de consumo
Vendas na área de concessão (GWh)1
52.044 54.590
+1,7%
+14,7%
+4,9%
1) Desconsidera ajuste C AT 97. Considerando o ajuste, em 2010 as v endas de TUSD seriam de 13.128 GWh e a área de concessão atingiria 52.378 (+4,2%). 2) C onsidera 65% de C eran, 54,5% da C PFL Renováveis entre ago-nov/11 e 63% em dez/11. Desconsidera v endas da Epasa (contrato de disponibilidade). Exclui C CEE e v endas a partes relacionadas. 3) Fonte: EPE
Vendas totais de energia (GWh)2
Crescimento na área de concessão (%)3
Comparativo por região
2010 2011
39.250 39.917
12.262 12.173 Comercialização/Geração (forado Grupo)
Cativo(Distribuição)
2
6,6%4,9% 3,9%
6,1% 4,9%
+1,7%
-0,7%
+1,1%51.512 52.090
Comercial: Projeção de inauguração de shopping centers2012-20131
São Paulo
1) Fonte: A brasce 2) Fonte e projeções: IBGE . E laboração LCA
AraçariguamaBauruBoituvaBotucatu CampinasJundiaí (2)Ribeirão PretoS.J. do Rio Preto (2)São RoqueSorocaba (2)Sumaré
FarroupilhaGravataí
14na área deconcessão
25 shoppingsno total
2na área deconcessão
6 shoppingsno total
Rio Grande do Sul
Residencial:Crescimento Populacional2Variação acumulada
SP RGE RS
14,1%11,4%
5,5% 5,0%
Área Conc.Sudeste
CPFL Energia
SP RGE RS
9,5%7,7%
5,5% 4,6%
Área Conc.Sudeste
CPFL Energia
2000-2010
2010-2022(e)
Maiores taxas de crescimentonas áreas de concessão da
CPFL Energia
1) Lucro Líquido total. Excluindo a participação dos acionistas não-controladores: 4T11 = R$ 414 milhões | 4T10 = R$ 356 milhões
4T11R$ 989milhões
4T10R$ 833milhões
+18,6%
4T11R$ 448milhões
4T10R$ 374milhões
+19,8%
4T11R$ 3.370milhões
4T10R$ 3.148milhões
+7,1%
4T11R$ 978milhões
4T10R$ 810milhões
4T11R$ 443milhões
4T10R$ 362milhões
4T11R$ 3.404milhões
4T10R$ 3.179milhões
EBITDA
+20,8%
Lucro Líquido1
+22,6%
Receita Líquida
+7,1%
IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Não Recorrentes EBITDA Lucro Líquido4T10 4T11 4T10 4T11
Despesas de estruturação das operações deErsa e Jantus 9 6
Ganho com alienação de ativos da CPFL Piratininga 11 7
Total Não-Recorrentes 11 9 7 6
RITO provisório da CPFL Piratininga – Receita Líquida 29 19
Outros Ativos e Passivos Regulatórios 35 30 20 18
Ativos e Passivos Regulatórios 35 1 20 1
2011R$ 3.786milhões
2010R$ 3.297milhões
+14,8%
2011R$ 1.583milhões
2010R$ 1.517milhões
+ 4,4 %
2011R$ 12.605
milhões
2010R$ 12.093
milhões
+ 4,2%
EBITDA
2011R$ 3.769milhões
2010R$ 3.350milhões
+12,5%
Lucro Líquido1
2011R$ 1.582milhões
2010R$ 1.560milhões
+ 1,4 %
Receita Líquida
2011R$ 12.764
milhões
2010R$ 12.024
milhões
+6,2%
1) Lucro Líquido C PFL Energia. Excluindo a participação de acionistas não-controladores: 2011 = R$ 1.530 milhões | 2010 = R$ 1.538 milhões
EBITDA Lucro Líquido2010 2011 2010 2011
Não
-rec
orr
ente
s
Programa de Aposentadoria Incentivada 51 33Despesas de estruturação das operações de Ersa e Jantus 18 12
Provisão de ISS na UHE Campos Novos 10 6Diferença custo energia da EPASA de 2010 (líquido de encargos) 11 7
Ajustes contábeis de depreciação e UBP das usinas 14Provisão sobre contingência trabalhista CPFL Paulista 20 13
PIS/COFINS na CPFL Paulista e CPFL Piratininga (efeito líquido) 40 29Alienação de ativos da CPFL Piratininga 11 7
Total Não-Recorrentes 31 68 23 58Ativos e Passivos Regulatórios 22 50 19 57
IFRS + Ativos e Passivos Regulatórios - Não Recorrentes
833 810978 989
1) Exclui Receita e C usto de construção da infraestrutura 2) PMSO
24
Aumento de 3,2% nas vendas para mercado cativo e reajustes tarifários médios de 7,4% (R$ 314 milhões)
Aumento de 4,1% na receita de TUSD livre (R$ 13 milhões)
Receita adicional de UHE Foz do Chapecó e CPFL Renováveis (R$ 108 milhões), sendo R$ 80 milhões para fora do Grupo
Aumento de 11,7% nas deduções da receita (R$ 166 milhões), principalmente por encargos setoriais (R$ 65 milhões)
Ganho com alienação de ativos da CPFL Piratininga no 4T10 (R$ 11 milhões)
Operação de UHE Foz do Chapecó, UTEs EPASA e CPFL Renováveis (R$ 37 milhões)
Despesas de estruturação das operações com Ersa e aquisição de Jantus (R$ 9 milhões)
Reduções de despesas com indenizações ambientais da CPFL Geração (R$ 2 milhões)
Maior recuperação de incobráveis na RGE (R$ 2 milhões)
EBITDA 4T10 IFRS
EBITDA 4T10 Ajustado
ReceitaLíquida¹
Custo energia e encargos
Custos e despesas operacionais2
EBITDA 4T11 Ajustado
EBITDA 4T11 IFRS
Regulatórios e não recorrentes
Regulatórios e não recorrentes
219
(2) (48)
+18,6%
10
+20,8%
EBITDA | R$ Milhões
– investimentos, aquisições e pre-fundingAumento de 0,11 p.p. do CDI (R$ 9 milhões) e efeito câmbio nas faturas de Itaipu (R$ 13 milhões)UHE Foz do Chapecó e UTEs EPASA e CPFL Renováveis (R$ 44 milhões)Aumento de encargos e atualizações de dívida (aquisição da Jantus e caixa para rolagens) (R$ 58 milhões)
, principalmente por renda de aplicações
UHE Foz do Chapecó, UTEs EPASA e CPFL Renováveis (R$ 32 milhões)Mudança de legislação referente à tomada de créditos de PIS/COFINS sobre depreciação (R$ 15 milhões)
Volume maior de aproveitamento de créditos fiscais (R$ 18 milhões)
374 362
443 448
+2,67% +2,56%
12
168
(24)
5
+22,6%
Lucro 4T10 ajustado
EBITDA Resultado Financeiro
IR/CS L.Líquido4T11 IFRS
Depreciação/Amortização
Entidade Previdência
Regulatórios e não recorrentes
L.Líquido4T10 IFRS
Regulatórios e não recorrentes
Lucro 4T11 ajustado
1(56) (8)
+19,8%Lucro Líquido | R$ Milhões
2S04 1S05 2S05 1S06 2S06 1S07 2S07 1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11
140
401498
612722
842719
602 606 572655
774
486
748 758
3,7%
6,5%
9,1% 8,7% 9,6%10,9%
9,7%7,6% 7,3% 7,6% 7,9% 8,6%
6,9% 6,0%7,1%
8,29 9,43 11,6715,02 14,13 15,87 17,99 18,05 16,69 15,77 16,51 18,44 20,18 22,05 21,95
1) Dividend yield nos últimos 2 semestres 2) Refere-se a div idendos declarados. Pagamento no semestre subsequente. 3) Considera cotação ajustada pelo grupamento-desdobramento em 29/jun/11 (sem ajuste por proventos).
Desde o IPO em set/04, a CPFL vem distribuindo 95% do lucro líquido em dividendos,chegando à marca de R$ 9,1 bi distribuídos
Dividend Yield 1 (últimos 12 meses) Dividendos declarados2 (R$ Mi) Cotação média de fechamento (R$/ON)3
Contratos do Proinfa (Bons Ventos) e Leilão de Fontes Alternativas (Atlântica)
• Aquisição: R$ 1.062 Mi1
• 157,5 MW• 63 MWmédios
• Entrada em operação comercial dos 4 parques:• Taíba: 4T08• Bons Ventos, Canoa Quebrada e Enacel: 1T10
• PPA:• Proinfa | R$ 290,50/MWh2
• 20 anos
Localização: Ceará
1) R$ 600 milhões Equity e R$ 462 milhões Net Debt. 2) Em dez/11. 3) R$ 50,9 Mi Equity e R$ 60,6 Mi Net Debt
Parque Eólico Atlântica (em construção)Localização: Palmares do Sul | RS
• 4 parques eólicos• Capacidade instalada: 120 MW• Energia assegurada: 52,7 MWmédios• PPA: LFA (ago/10) | R$ 147,44/MWh2 | 20 anos
Parque Eólico Bons Ventos(em operação)
Taíba
Usina Ester | biomassa (em operação)Localização: Cosmópolis | SP
• Aquisição: R$ 111,5 Mi3
• Capacidade instalada: 40 MW• Energia assegurada: 11 MWmédios• PPA: 7 MWmédios (LFA 2007 | R$ 177,11/MWh2 | 15 anos
4 MWmédios (ACL)
(e) (MW) (MWmédios) (e)
2T12 25 8,4 79% BNDES21% equity
ACL
2T12 70 24,473% BNDES27% equity
LER (ago/10)R$ 154,121
3T12 188 76,0 65% BNDES35% equity
LER (dez/09)R$ 168,321
95% concluída
60% concluída
Entrada em operação em 2012(e) | 283 MW / 109 MWmédios
UTE Bio Pedra
Parque Eólico Santa Clara
83% concluída
UTE Bio Ipê
1) Moeda constante (dez/2011)
(e) (MW) (MWmédios) (e)
1T13 20 11,1Financiamento BNDES
(63% debt / 37% equity)LFA ago/10R$ 160,413
2T13 50 18,0Financiamento BNDES
(em análise) ACL
2T13 50 18,0 Financiamento BNDES(em análise)
ACL
3T13 78,2 37,1 Financiamento BNDES(em análise)
LFA ago/10R$ 137,33
3T13 30 14,0Financiamento BNDES
(em análise)LER ago/10R$ 133,73
Entrada em operação em 2013(e) | 348 MW/144 MWmédios1
54% concluída
8% concluída
8% concluída
PCH Salto Góes
UTE Coopcana
UTE Alvorada
10% concluída
7% concluída
1) Considera parque eólico Atlântica (120MW/53MWmédios) 2) Macacos, Pedra Preta, Costa Branca, e Juremas 3) Moeda constante (dez/2011)
1) Campo dos Ventos I, III, V, São Domingos e Ventos de São Martinho 2) Ventos de São Benedito, Ventos de São Dimas, Santa Mônica e Santa Úrsula
Entrada em operação em 2014(e) | 254 MW / 129 MWmédios
(e) (MW) (MWmédios) (e)
2T14 138 68,5Financiamento
BNDES (em análise)
Mercado livre2033
2T14 116 60,6Financiamento
BNDES (em análise)
Mercado livre2034
Aguardando aprovação da Aneel
Aguardando aprovação da Aneel
1) Moeda constante dez/11. Considera 100% CPFL Renováveis e Ceran (IFRS) e participação proporcional nos outros projetos de Geração. 2) Considera incorporação de redes e projeto Tauron. 3) Considera empreendimentos de Geração anunciados até 12/mar/12.
Capex(e) total 2012-2016| R$ 8.310 milhões1
2011 realizado(fluxo de caixa)
2012 2013 2014 2015 2016
1.9052.943
2.3701.115 946 935
Distribuição2
R$ 4.983 milhõesComercialização e Serviços
R$ 230 milhões
Geração Convencional + Renovável3
R$ 3.097 milhões
2011 realizado
2012
2013
2014
2015
2016 860
843
972
1.102
1.207
1.065
20
68
111
1.215
1.683
823
55
35
32
53
54
17
CDI
Prefixado (PSI)
IGP
TJLP
Composição da dívida bruta1Custo real da dívida bruta1 | últimos 12 meses
Dívida Líquida2 | R$ bilhões
2009 2010 1T11 2T11 3T11 4T11
6,47,9 7,6 8,0 8,9
10,72,55x:Excluindo dívida dos empreendi-mentos em construção e considerando Ebitda (e) LTM para CPFL Renováveis
Dívida Líquida/EBITDA3
1) Dív ida financeira + entidade de previdência privada; 2) Cálculo da dív ida líquida em consonância com metodologia de cálculo dos covenants financeiros. Exclui dív ida com entidade de previdência privada e depósito judicial referente ao IR da CPFL Paulista. EBITDA não considera ativos e passivos regulatórios; 3) EBITDA últimos 12 meses
1,952,38 2,27 2,33 2,43
2,84
(R$ milhões)
9,4%7,9%
9,9%
7,3%7,1%4,9%4,4%4,3%4,4%3,9%4,3%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
1T11
2T11
3T11
4T11
2.700
1.436 1.510
1.9711.779 1.857
1.468
3.338
Caixa 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018+
Cobertura do caixa: 1,9x amortizações de curto-prazo
Cronograma de amortização1 | R$ milhões
1) Desconsidera encargos de dívidas (CP = R$225 milhões; LP = R$24 milhões) e hedge (efeito líquido positivo de R$219 milhões)
Prazo médio: 4,3 anosCurto-prazo: 12,3% do total
Performance das ações na Bovespa em 20111
1) Cotações de fechamento em 29/dez/2011 – com ajuste por proventos (CPFE3: R$ 26,02/CPL: US$22,15)
109
69
4631 27 23 22 20 15 14 13
Performance das ações na Nyse em 20111
34,0%19,7%
-18,1%
CPFE3 IEE IBOV
MSCI Indexes
Volume médio diário na Bovespa + NYSE em 2011Principais empresas de energia elétrica (R$ milhões)
Integradaestatal
Geradoraestatal
Geradoraestatal
Distribuidora Geradora Integrada Integrada Geradora Geradora Geradora
25,9%
5,5%
-20,6%
CPL Dow Jones Index
Dow Jones Br20
Empresa privada com a maior liquidez
A CPFL é uma das 13 empresas que permanece no ISE desde sua
criação, em dez/05
Carteira 2012• 38 empresas (Limite: 40 empresas)• 18 setores• R$ 861 bilhões em market cap1
• Participação CPFL Energia | 1,8%
Participação por setor1 (em nº de empresas)
Energia Elétrica
DemaisFinanças e Seguros
Papel e Celulose
Química
Siderurgia e MetalurgiaTelecom
Transportes
1) Market cap em 23/11/11 (data de divulgação da carteira)
A CPFL é a primeira colocada no“Euromoney Best Managed Companies in Latin America”,
categoria Utilities
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