Resultados 1T21
Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com aregulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitaspela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico, as condições de mercado e os eventos futuros esperados,muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultadosreais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condiçõeseconômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condiçõeshidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos,expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamentedaqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.
As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão deinvestimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores daCompanhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possamdecorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.
Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas eprojeções 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 de informações sobreposição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetaradversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.
Disclaimer
2
Orientações IniciaisTradução simultânea para o inglês: Perguntas & Respostas
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3
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Destaques 1T21Aumento de 2,6% na carga da área de concessão
EBITDA de R$ 1.966 milhões, aumento de 15,9%
Lucro Líquido de R$ 961 milhões, aumento de
6,3%
Dívida Líquida de R$ 15,1 bilhões e alavancagem de
2,03x Dívida Líquida/EBITDA¹
Investimentos de R$ 695 milhões, aumento de
36,3%
Nota: (1) Critério dos covenants financeiros.
4
Reajuste tarifário da CPFL Paulista de 8,95% para o
consumidor em abril/21
Divulgação do Relatório Anual de Sustentabilidade
reforçando as práticas ESG e evolução dos compromissos
Entrada em operação da Alesta, a fintech da CPFL
Energia
CPFL Energia atingiu 10 milhões de clientes
em suas distribuidoras em março/21
Reajuste Tarifário CPFL Paulista Para minimizar o impacto tarifário ao consumidor, CPFL Paulista propôs diferir parte do reajuste tarifário por meio de componentes financeiros negativos externos à base econômica do processo tarifário
Diferimento da Parcela B será reajustada pelo IPCA e adicionado às tarifas no próximo reajuste tarifário (abril/2022)
Parcela A: +15,68%
Parcela B: +31,21%
1) Esses percentuais representam a variação em relação ao ano anterior. O efeito do consumidor é calculado considerando essas variações e a participação de cada componente.
1
-262 MM-154 MM -21 MM -190 MM -215 MM
5
Efe i to Consumidor (antes do
di fer imento)
RBSE Ult rapassagem de demanda/ energia
reat iva
Reversão de crédi tos
Ita ipu Parce la B Efe i to Consumidor
15,2%12,8% 12,6%
10,90%9,0%
16,58%
(1,39%)
(2,37%) (0,19%)
(1,73%)
(1,95%)
8,95%
Alimentos 18,9%
Química 11,3% Borracha e Plástico 9,9%
Veículos 7,8%
Metalurgia 6,4%
Têxtil 5,9%
Outros 39,95%
+14,0%
12.071 11.712
5.945 6.767
Cliente LivreCliente Livre
(142)(122)253
Carga1 na área de concessão | GWh
Vendas de Energia 1T21
+2,6%²
Vendas por classe de consumo | GWh
1) Carga líquida de perdas; 2) Se desconsiderarmos a migração de grandes consumidores, a carga e as vendas na área de concessão, no 1T21, teriam a seguinte variação: +2,9% e +3,3%, respectivamente.
Principais impactos por classe | %
Cativo
Vendas na área de concessão | GWh
Cativo
Resid Indust Comerc Outros Total
Calendário -0,7% 0,3% 0,0% -0,2% -0,1%
Temperatura -1,1% 0,0% -0,3% 0,0% -0,4%
Migrações 0,0% -0,4% 0,0% -3,6% -0,8%
GD -1,4% -0,2% -1,5% -0,7% -0,9%
Macroeconomia/Outros
7,8% 8,0% -2,2% -0,1% 4,7%
6
+2,5%
18.016 18.479
+13,8%
-3,0% 11.901 11.628
5.541 6.254
17.442 17.882
+12,9%
+2,5%2
-2,3%
451
+4,6% +7,7% -4,0% -4,6%
Performance dos maiores setores da indústria na área de concessão
+3,7%
+5,5% +10,1%
+10,1%
+18,8%
+11,6%
17.442 17.44217.882
Resid. Comerc.Indust. Outros1T20 1T211T20 1T21 1T20 1T21
a
7
1T20 2T20 3T20 4T20 1T21
603
143
389
732637
+5,6%
Inadimplência e Perdas
Perdas | Últimos 12 meses
CPFL Energia
Limite ANEEL
Resolução 878 – Proibição do corte de energia de 24/mar até 31/jul
Inadimplência Perdas
Ações de cobrança| Cortes (em milhares)
PDD | R$ milhões
PDD
% PDD / Receita de Fornecimento
Média histórica2016-2020
0,72%
Diferença no calendário (dias de faturamento x carga)¹:
Março/20: -0,9 dia
Março/21: +0,4 dia
Intensificação das ações contra perdas:
167 GWh de energia recuperada (+19% vs. 1T20)
142 mil inspeções (+6% vs 1T20)
30 mil cortes em clientes inativos (-19% vs. 1T20)
Mar-20 Mar-21
9,14% 9,11%
8,20% 8,24%
1) Se desconsiderarmos a diferença no calendário de faturamento, as perdas no 1T21 teriam uma variação de +0,19% (8,98% no 1T20 e 9,17% no 1T21).
1T20 2T20 3T20 4T20 1T21
57,9
79,3
34,9
52,5 54,0
+2,9%
-6,7%
0,77%
1,28%
0,51% 0,69% 0,67%
8
Geração 1T21
GSF/Secundária
-8,2%
-15,7%
+138,1%
+68,4%
+0,9%-20,7%
PLD Médio(SE/CO – R$/MWh)
PCHs - Vazão - m3/sUHEs1 – Vazão - m3/s Eólicas - Disponibilidade
Eólicas – Geração (MWh)
1T20 1T21
95,9%96,7%
1T20 1T21
535,43
901,66
1T20 1T21
30,94
24,54
1T20 1T21
171,62
408,70
1T20 1T21
102%
86%
1T20 1T21
188 173
1) Não inclui Semesa, média ponderada da vazão pela capacidade instalada.
Distribuição: R$ 1.262 milhões (+11,0%)
Resultados 1T21
Comerc., Serviços e Outros: R$ 55 milhões (+301,9%)
Ativo financeiro da concessão (+R$ 113 MM)
Mercado / Tarifa (+R$ 62 MM)
Laudo BRR CPFL Santa Cruz (+ R$ 7 MM)
PIS/Cofins Santa Cruz em 2021 (-R$ 34 MM)
Ent. Prev. Privada (-R$ 11 MM)
PMSO (-R$ 9 MM)
Outros (-R$ 3 MM)
Comercialização (+R$ 17 MM) –maiores preços
Serviços (+R$ 17 MM) –principalmente CPFL Serviços e CPFL Eficiência
Outros (+R$ 8 MM)
9
Evolução do EBITDA por segmentoR$ milhões
EBITDA por segmento
Distribuição64%
Geração33%
Comerc., Serviços e Outros
3%
IPCA
1T20 1T21
1,62% 2,48%
Maior geração nos Parques Eólicos (+R$ 117 MM)
Reajuste de contratos (+R$ 62 MM)
Sazo dos contratos das PCHs (-R$ 34 MM)
Maior UBP, devido ao IGP-M (-R$ 10 MM)
GSF (-R$ 7 MM)
Taxa de depreciação da Epasa (-R$ 6 MM)
Outros (-R$ 18 MM)
Geração: R$ 650 milhões (+19,0%)
1T20 Distribuição Geração Comerc.,Serviços e Outros
1T21
1.696
1.966
125 104
41
+15,9%+270 MM
Evolução do lucro líquidoR$ milhões
10
Resultados 1T21
Resultado Financeiro
MTM (-R$ 291 MM)
Acréscimos e multas moratórias (+R$ 40 MM)
Despesas com dívida líquida (+R$ 15 MM)
Outros (-R$ 6 MM)
1T20 EBITDA ResultadoFinanceiro
Depreciação /Amortização
IR /CS 1T21
904 961
270 (242)
3 26
+6,3%+57 MM
4,9%
3,6%
1,8%
-0,5%-1,4%
8,0% 7,5%
6,2%
4,0%4,6%
2017 2018 2019 2020 1T21
2017 2018 2019 2020 1T21
14,516,3 16,8 15,7 15,1
3,20 3,05
2,52
2,192,03
Composição da dívida bruta por indexador3
IFRS | 1T21
EBITDA ajustado1,2
R$ milhões
1) EBITDA últimos 12 meses; 2) Ajustado pela consolidação proporcional, bem como considerando o contrato de mútuo com a SGBP; 3) Dívida financeira (-) hedge.
Dívida Líquida ajustada2/ EBITDA ajustado1,2
4.531 5.342 6.677 7.164 7.451
Endividamento
Longo Prazo
Alavancagem l Critério dos covenants financeiros | R$ bilhões
11
75%
2%
22%
CDI TJLP Inflação
Custo da dívida bruta3 IFRS | fim de período
RealNominal
Cobertura do caixa: 0,76x amortizaçõesde curto prazo (12M)
Prazo médio: 2,44 anos
Curto Prazo (12M): 31% do total
Curto Prazo
Cronograma de amortização da dívida| IFRS | Fim do período
Caixa 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027+
5.057
1.782
4.619 1.020 4.701
3.102
1.838
412
1.590
Capex 1T211T21
R$ 597 MM(+31,5%)
• Expansão, melhorias e modernização do sistema elétrico
• TI / Equipamentos / Infraestrutura
Geração
R$ 44 MM(+43,5%)
Transmissão
R$ 38 MM(+388,7%)
R$ 16 MM(-8,2%)
R$ 695 MM
(+36,3%)
• Construção dos complexo eólico de Gameleira e PCH Cherobim
• Planos de Recuperação e Manutenção de Parques e Usinas
• Construção dos projetos de transmissão Sul I, Sul II e Maracanaú
• TI / Veículos / Equipamentos / Ferramentas
Distribuição
Geração e Transmissão
Comercialização e Serviços
86%
2%
12%
12
13
4º Compromisso
do Plano de Sustentabilidade
Reformadora
5º Compromisso
do Plano de Sustentabilidade
13
Apoiado no conceito de economia circular, promove a redução, reutilização, recuperação e reciclagem de materiais
9.807 unidades de transformadores reformados em 2020, e 2.600 no 1T21
R$ 32,4 MM de receita bruta em 2020 e R$ 9,3 MM no 1T21
939 toneladas de materiais reaproveitados em 2020, reduzindo a geração de resíduos
128 empregos diretos na CPFL Serviços
Início de Operação da Cadeia Reversa na RGE (Out/2020)
Receita bruta de R$ 3,9 MM no 1T21 e estimativa para o ano de R$ 15 MM
Mais de 400 toneladas destinadas no 1T21 e estimativa de 2.000 toneladas em 2021
43 novos empregos diretos no Sul (RGE)
Proporciona a correta destinação dos materiais da rede de distribuição
R$ 33,6 MM de receita bruta¹ em 2020 e R$ 11,5 MM no 1T21
Mais de 6 mil toneladas de sucata de alumínio, cobre e ferro enviada para a cadeia reversa em 2020
68 empregos diretos na CPFL Serviços
Cadeia Reversa - SP
Plano de Sustentabilidade 2020-2024Economia Circular e Gestão de Resíduos
Cadeia Reversa - RS
1) Não considera a receita proveniente da venda de equipamentos não passiveis de reforma desmontados e vendidos como sucata, que geraram uma receita adicional de R$ 5,6 MM em 2020 e R$ 2,0 MM no 1T21
14
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15
1Q21 Results
DisclaimerThis presentation may contain statements that represent expectations about future events or results according to Brazilian andinternational securities regulators. These statements are based on certain assumptions and analyses made by the Company pursuantto its experience and the economic environment, market conditions and expected future events, many of which are beyond theCompany's control. Important factors that could lead to significant differences between actual results and expectations about futureevents or results include the Company's business strategy, Brazilian and international economic conditions, technology, financialstrategy, developments in the utilities industry, hydrological conditions, financial market conditions, uncertainty regarding the resultsof future operations, plans, objectives, expectations and intentions, among others. Considering these factors, the Company's actualresults may differ materially from those indicated or implied in forward-looking statements about future events or results.
The information and opinions contained herein should not be construed as a recommendation to potential investors and noinvestment decision should be based on the truthfulness, timeliness or completeness of such information or opinions. None of theadvisors to the company or parties related to them or their representatives shall be liable for any losses that may result from the useor contents of this presentation.
This material includes forward-looking statements subject to risks and uncertainties, which are based on current expectations andprojections about future events and trends that may affect the Company's business.
These statements may include projections of economic growth, demand, energy supply, as well as information about its competitiveposition, the regulatory environment, potential growth opportunities and other matters. Many factors could adversely affect theestimates and assumptions on which these statements are based.
2
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3
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1Q21 HighlightsIncrease of 2.6% in load in the concession area
EBITDA of R$ 1,966 million, growth of 15.9%
Net Income of R$ 961 million, growth of 6.3%
Net Debt of R$ 15.1 billion and leverage of 2.03x
Net Debt/EBITDA¹
Investments of R$ 695 million, growth of 36.3%
Note: (1) Financial covenants criteria.
4
CPFL Paulista tariff adjustment of +8.95% for the
consumer in Apr-21
Release of the Sustainability Annual Report
reinforcing ESG practices and evolution of commitments
Start of operations of Alesta, CPFL Energia’s fintech
CPFL Energia reached 10 million clients at its
distributors in Mar-21
In order to minimize the tariff impact to the consumer, CPFL Paulista proposed to defer part of the tariff adjustment through negative financial components that are external to the economic basis of the tariff process
Parcel B deferral will be adjusted by IPCA and added to tariffs in the next tariff adjustment (Apr-2022)
CPFL Paulista Tariff Adjustment
Parcel A: +15.68%
Parcel B: +31.21%
Consumer effect (before deferral)
RBSE Excess demand / react ive power
Return of penalt ies
Itaipu Parcel B Consumer effect
15,2%12,8% 12,6%
10,90%9,0%
16.58%
(1.39%)
(2.37%)(0.19%)
(1.73%)
(1.95%)
8.95%
1
1) These percentages represent the variation in relation to the previous year. The consumer effect is calculated considering these variations and the participation of each component.
5
-262 MM-154 MM -21 MM -190 MM -215 MM
Food 18.9%
Chemicals 11.3% Rubber and Plastic 9.9%
Vehicles 7.8%
Metallurgy 6.4%
Textile5.9%
Others 39.95%
1Q20 1Q21
11,901 11,628
5,541 6,254
Free Client
Captive
(142)(122)253
Load1 in the concession area | GWh
1Q21 Energy Sales
+2.6%²
Sales by consumption segment | GWh
1) Load net of losses; 2) If excluding the migration of large consumers, the load and the sales within the concession area in 1Q21 would have the following variations: +2.9% and +3.3%, respectively.
Main impacts by segment | %
Sales in the concession area | GWh
Captive
Free Client
Resid Indust Comm Others Total
Billing calendar -0.7% 0.3% 0.0% -0.2% -0.1%
Temperature -1.1% 0.0% -0.3% 0.0% -0.4%
Migrations 0.0% -0.4% 0.0% -3.6% -0.8%
DG -1.4% -0.2% -1.5% -0.7% -0.9%
Macroeconomics/Others
7.8% 8.0% -2.2% -0.1% 4.7%
6
+2.5%
1Q20 1Q21
12,071 11,712
5,945 6,767
18,016 18,479
+13.8%
-3.0%
17,442 17,882
+12.9%
+2.5%2
-2.3%
451
+4.6% +7.7% -4.0% -4.6%
Performance of main industrial activities in the concession area
+5.5%
+10.1%
1Q20 Resid Indust. Commerc Others 1Q21
17,44217,882
+11.6%
+18.8%
+11.6%
+14%
+3.7%
+10.1%
a
7
1Q20 2Q20 3Q20 4Q20 1Q21
603
143
389
732637
+5.6%
+2.9%
Delinquency and Energy Losses
Collection actions | Power cuts (thousands)
ADA | R$ million Losses | Last 12 months
CPFL Energia
ANEEL Limit
Resolution 878 – Prohibition of power cuts from March 24th to July 31th
Differences in calendar (billing days x load)¹:
Mar-20: -0.9 day
Mar-21: +0.4 day
Intensified actions against losses:
167 GWh of recovered energy (+19% vs. 1Q20)
142,000 inspections (+6% vs. 1Q20)
30,000 cuts in inactive customers (-19% vs. 1Q20)
-6.7%
ADA
% ADA / Revenue from Sales to Final Consumers
Delinquency Energy Losses
Historical average
2016-2020
0.72%
Mar-20 Mar-21
9.14% 9.11%
1) Excluding the differences in the billing calendar, losses in 1Q21 would have a variation of +0.19% (8.98% in 1Q20 vs 9.17% in 1Q21)
1Q20 2Q20 3Q20 4Q20 1Q21
57.9
79.3
34.9
52.5 54.0
0.77%
1.28%
0.51% 0.69% 0.67%
8.20% 8.24%
1Q20 1Q21
171.62
408.70
8
1Q21 Generation
Average PLD(SE/CW – R$/MWh)
GSF/Secondary
Wind - AvailabilitySHPPs - Flow - m3/s
-8.2%
-15.7%
HPPs1 – Flow - m3/s
+138.1%
Wind - Generation (MWh)
+68.4%
+0.9%
1Q20 1Q21
188173
1Q20 1Q21
30.94
24.54
-20.7%
1Q20 1Q21
95.9%96.7%
1Q20 1Q21
535.43
901.66
1Q20 1Q21
102%
86%
1) Does not include Semesa, weighted average of the flow by installed capacity.
1Q21 Results
9
EBITDA performance by segmentR$ million
EBITDA breakdown by segment
Distribution64%
Generation33%
Comm, Services & Others
3%
+15.9%+270 MM
1Q20 Distribution Generation Comm, Services& Others
1Q21
1,696
1,966125 104
41
Distribution: R$ 1,262 million (+11.0%)
Comm, Services & Others: R$ 55 million (+301.9%)
Concession financial asset (+R$ 113 MM)
Market / Tariff (+R$ 62 MM)
Santa Cruz RAB Appraisal Report (+ R$ 7 MM)
PIS/Cofins Santa Cruz in 2021 (-R$ 34 MM)
Private Pension Plan (-R$ 11 MM)
PMSO (-R$ 9 MM)
Others (-R$ 3 MM)
Commercialization (+R$ 17 MM) –higher prices
Services (+R$ 17 MM) – mainly CPFL Serviços and CPFL Eficiência
Others (+R$ 8 MM)
Higher Wind Farms generation (+R$ 117 MM)
Energy contract readjustments (+R$ 62 MM)
SHPP’s contracts seasonality (-R$ 34 MM)
Higher UBP, due to IGP-M (-R$ 10 MM)
GSF (-R$ 7 MM)
Epasa depreciation rate (-R$ 6 MM)
Others (-R$ 18 MM)
Generation: R$ 650 million (+19.0%)
IPCA
1Q20 1Q21
1.62% 2.48%
Net Income performanceR$ million
10
1Q21 Results
1Q20 EBITDA Financial Results Depreciation /Amortization
Income tax 1Q21
904 961
270 (242)
3 26
+6.3%+57 MM
Financial Result
MTM (-R$ 291 MM)
Late payment interest and fines (+R$ 40 MM)
Expenses with net debt (+R$ 15 MM)
Others (-R$ 6 MM)
2017 2018 2019 2020 1Q21
14.516.3 16.8 15.7 15.1
3.20 3.05
2.52
2.192.03
Gross debt breakdown by indexer3
IFRS | 1Q21
Adjusted EBITDA1,2
R$ Million
1) LTM EBITDA; 2) Adjusted by the proportional consolidation as well as considering SGBP’s loan agreement; 3) Financial debt (-) hedge.
Adjusted Net Debt2/ Adjusted EBITDA1,2
4,531 5,342 6,677 7,164 7,451
Indebtedness
Long Term
Leverage l Financial covenants criteria | R$ billion
8
75%
2%
22%
CDI TJLP Inflation
Gross debt cost3 IFRS | End of period
RealNominal
Cash Coverage: 0.76x Short-Term Amortization (12M)
Average Tenor: 2.44 years
Short-Term (12M): 31% of total
Short Term
Debt Amortization Schedule | IFRS | End of period
4.9%
3.6%
1.8%
-0.5%-1.4%
8.0% 7.5%
6.2%
4.0%4.6%
2017 2018 2019 2020 1Q21
1Q21 1Q21 Capex
R$ 597 MM(+31.5%)
• Expansion, improvements and modernization of the grid
• IT / Equipment / Infrastructure
Generation
R$ 44 MM(+43.5%)
Transmission
R$ 38 MM(+388.7%)
R$ 16 MM(-8.2%)
R$ 695 MM
(+36.3%)
• Construction of Gameleira wind complex and Cherobim SHPP
• Recovery and Maintenance Plan of Plants and Farms
• Construction of Sul I, Sul II and Maracanaútransmission projects
• IT / Vehicles / Equipment / Tools
Distribution
Generation & Transmission
Commercialization & Services
86%
2%
12%
12
13
4th Commitment of
Sustainability Plan
Equipment Refurbish
5th Commitment of
Sustainability Plan
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Supported by the circular economy concept, promotes the reduction, reuse, recovery and recycling of materials
9,807 units of transformers refurbished in 2020, and 2,600 in 1Q21
R$ 32.4 MM in gross revenues in 2020 and R$ 8.3 MM in 1Q21
939 tons of reused materials in 2020, reducing waste generation
128 direct jobs at CPFL Serviços
Start of operation of the Reverse Chain at RGE (Oct-2020)
Gross Revenue of R$ 3.9 MM in 1Q21 and estimated R$ 15 MM for the year
More than 400 tons for destination and estimated2000 tons in 2021
43 additional direct jobs in the South (RGE)
Provides the correct destination of materials from the distribution network
R$ 33.6 MM in gross revenues¹ in 2020 and R$ 11.5 MM in 1Q21
More than 6 thousand tons of aluminum, copper and iron scrap sent to reserve chain in 2020
68 direct jobs at CPFL Serviços
Reverse Chain - SP
Sustainability Plan 2020-2024Circular Economy and Waste Management
Reverse Chain - RS
1) It does not consider the revenue from the sale of non-refurbished equipment disassembled and sold as scrap, which generated an additional revenue of R$ 5.6 MM in 2020 and R$ 2.0 MM in 1Q21
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2nd Step: ID yourself
• Your audio will be opened for you to ask the question live directly to the executives
• Inform your name and institution
1st Step: Click on
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