xx apimec apresentacoes red

7/21/2019 XX APIMEC Apresentacoes Red

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XX Encontro Anual Cemig APIMEC



Aliança Energia e Aliança Norte Energia

4

Ativos Vale

Igarapava 38,15%Porto Estrela 33,33%Funil 51,0%Candonga 50,0%Aimorés 51,0%Capim Branco I 60,89%Capim Branco II 60,89%

Igarapava 14,50%Porto Estrela 33,33%Funil 49,0%Aimorés 49,0%Capim Branco I 26,48%Capim Branco II 26,48%

Ativos Cemig

55% 45%

Aliança Energia S.A.

UHE Belo Monte

9%

Norte Energia S.A.

100%

51% 49%

ALIANÇA NORTEENERGIA

Aliança Norte Energia S.A.

Aimorés 100%Funil 100%Capim Branco I 87,4%Capim Branco II 87,4%Porto Estrela 66,7%Igarapava 52,6%Candonga 50,0%



Aliança Energia e Aliança Norte Energia

5

Potencialização de ativos detidos emconsórcios pelos acionistas

Veículo privado com foco em crescimentono setor de geração de energia

Combinação de experiências dos acionistas

em gestão operacional, financeira e deprojetos

Foco na agregação de valor aos acionistas

Criação da Aliança Energia S.A.

Veículo específico e privado parainvestimento na Usina de Belo Monte

Criação da Aliança Norte Energia S.A.

(1) Nota Técnica da Norte Energia de abril de 2015. Todos os aportes serão realizados ainda em 2015.



Aliança Energia: Governança Corporativa

6

3 Conselheiros 2 Conselheiros

Acordo de Acionistas

Conselho de Administração

Diretoria deOperação e Gestão

Empresarial

Diretoria de

Engenharia,Comercialização deEnergia e Finanças

Comitês de Assessoramento

Todas as decisõespor consenso



Agenda

7

Perfil Corporativo

Estratégia de Crescimento

Criação da Empresa



8

UsinasHidrelétricas

CapacidadeInstalada (MW)

Energia Firme(MW médio)

ALIANÇA

Participação (%)Capacidade

Instalada (MW)Energia Firme

(MW médio)

Vencimentoda Concessão

Localidade

1) Aimorés 330 172 100,0% 330 172 Dez/2035Aimorés/MG

(Rio Doce)

2) Funil 180 89 100,0% 180 89 Dez/2035

Perdões/MG

(Rio Grande)

3) Capim Branco I 240 155 87,4% 210 135 Ago/2036Araguari/MG(Rio Araguari )

4) Capim Branco II 210 131 87,4% 184 114 Ago/2036Araguari/MG(Rio Araguari )

5) Porto Estrela 112 56 66,7% 75 37 Jul/2032Joanésia/MG

(Rio Sto. Antônio)

6) Igarapava 210 136 52,6% 110 72 Mai/2025Conquista/MG

(Rio Grande)

7) Candonga 140 65 50,0% 70 32 Mai/2035 Rio Doce/MG(Rio Doce)

TOTAL 1.422 803 - 1.158 652 - -

6

5

27

1

3 4

Localização:

Portfólio com sete Usinas Hidrelétricas em plena operação

Minas Gerais

Usinas Hidrelétricas



9

Energia vendida no longo prazo

R$1 bilhãoFaturamento anual*

R$600 milhõesGeração de caixa operacional – LAJIDA*

#7Usinas Hidrelétricas em operação plena

1.158 MWCapacidade instalada

652 MW médiosEnergia assegurada

100%

* Valores projetados

Grandes Números



54%32%

14%

Venda de Energia:

VALE ACR CEMIG

Posição financeira suporta estratégia de crescimento

10

Receita anual sólida e estável: R$1 bilhão

Ausência de alavancagem financeira

Gestão para resultados

Crescimento com foco em agregação de valor

Contratos de venda de energia no longo prazo

Ambiente Livre Vale e Cemig Ambiente regulado Distribuidoras

Perfil Econômico Financeiro



Atualmente, a Aliança é a 7ª maior geradora privada em capacidade instalada, e a 6ª maior

em valor de mercado, ocupando uma posição de destaque no setor elétrico brasileiro.

Capacidade Instalada 2014 - MW Valor de Mercado – R$ bilhões

1ª

2ª

3ª

4ª

5ª

6ª

7ª

1ª

2ª

3ª

4ª

5ª

6ª

7ª

11

(1)

(1)

(1)

(2)

(1) Companhias integradas(2) Valor de Mercado estimado

5,2(2)

18,0(1) (2)

Posicionamento de Mercado



Agenda

12

Perfil Corporativo

Estratégia de Crescimento

Criação da Empresa



13

Aquisições

Venda de energia no Ambiente Livre

Participação em leilões de energia nova

Novos Projetos

Agregação de valor através de aquisições

Oportunidades em diversas fontes do setor elétrico

Hidrelétrica Termoelétrica Eólica

Foco em Aquisições e Novos Projetos



Gilberto José Cardoso

Diretor de Engenharia, Comercialização de Energia e Finanças

Relações com Investidores

[email protected]

www.aliancaenergia.com.br



Metodologia RevisãoTarifária

PeriódicaSegmento Distribuição

Maura Galuppo Botelho Martins



Custo Médio Ponderado de Capital – WACC

PARÂMETROS3 CRTP

(2011 a 2014) 2015 a 2017

Estrutura de capital (D/V) 55% 48,76%

Taxa livre de risco (rf) 4,87% 5,64%

Taxa de retorno de mercado (rm) 10,96% 13,20%

Beta médio alavancado (β) 0,74 0,70

Prêmio de risco país (rB) 4,25% 2,62%

Prêmio de risco de crédito (rc) 2,14% 3,37%

Custo Capital Próprio Nominal (Ke) 13,43% 13,57%

Custo Capital de Terceiros Nominal (Kd) 11,26% 11,62%

Custo de Capital de Próprio real após impostos

(34%) 10,72% 10,90%

Custo de Capital de Terceiros real apósimpostos (34%)

4,86% 5,14%

WACC real depois de impostos 7,50% a.a. 8,09% a.a.



WACC de:Glosa de:

WACC necessário para anular o efeito negativo doVPL dos investimentos da Cemig D

Investimentos Realizados no 3CRTP 8% 10%

Valoração pela Regra Atual

Investimentos Realizados para o4CRTP (nov./2012 – abr./2015)

20% 12%

Valoração pelo Banco de PreçosProposta ANEEL 3ª etapa AP 23/2014

Investimentos Realizados para o4CRTP (nov./2012 – abr./2015)

4% 9%



BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA - BRR3ª Fase da Audiência Pública nº 23/2014

Proposta ANEEL:

• Adoção de valores regulatórios para os itens de COM (Componentes Menores) e CA(Custos Adicionais) que compõem o investimento.

Adoção

do Bancode Preços



BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA - BRR3ª Fase da Audiência Pública nº 23/2014

Não

padronizaçãoda

fiscalização

Imprevisibilidade

nos resultados

Não há

análisescomparativas

entre empresas

Problemassegurança

informação

Necessidadede maior

transparênciado processo Motivações da ANEEL



-3,6%

Banco de Preço ANEEL x VOC

BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA - BRR3ª Fase da Audiência Pública nº23/2014

Fonte: Nota Técnica 071/2015 – SGT/ANEEL de 02 de abril de 2015.



PERDAS TÉCNICASAudiência Pública nº 26/2014

Perdas Técnicas Regulatórias

Modelo Estatístico Único

Balanço Energético

Tabelas de Dados Gerais

Não reflete a realidade deperdas técnicas do sistemaelétrico das Distribuidoras

Perdas Técnicas Regulatórias

Simulação de RedesCampanha de Medições

Base de Dados Geográficos

Tende a aproximar das perdastécnicas do sistema elétrico das

Distribuidoras



PERDAS NÃO TÉCNICAS

12 modelos econométricos paracálculo do índice complexidade

3 modelos econométricos para ocálculo do índice complexidade

Dois grupos de complexidade Único grupo de complexidade

Definição da velocidade de reduçãodas perdas por cluster para cada

grupo de complexidade

Definição da velocidade de reduçãodas perdas por novos clusters paraum único grupo de complexidade.

Ponto de partida Cemig D: valor máximo entre 7,50% e o menor valor entre a meta regulatóriaestabelecida no 3CRTP (7,63%) e a média de perdas não técnicas praticada nos últimos 4 anos.



PERFIL DA DÍVIDA CEMIG DISTRIBUIÇÃO

Cronograma de vencimento -Prazo médio: 3,4 anos Principais indexadores

Dívida líquida total: R$5,8 bilhões

Custo médio real da dívida -% Alavancagem -%

Fonte: www.cemig.com.br



CUSTOS OPERACIONAIS

CICLOLimite

InferiorCentral

LimiteSuperior

3CRTP Eficiência 48% 58% 68%

4CRTP Eficiência 65% 69% 73%Eficiência

Normalizada85% 91% 96%




Telefone: (55-31) 3506-5024Fax: (55-31) 3506-5025

Email: [email protected]

Website: http://ri.cemig.com.br



CEMIG D

Responsável: Danilo Gusmão Araujo



Desempenho do sistema elétricoo DEC Cemig apresenta melhor resultado dos últimos anos com

decréscimo consistente da parcela acidental.



Desempenho do sistema elétricoo FEC Cemig apresenta melhor resultado dos últimos anos.



Ações para melhoria do desempenho



Ações para melhoria do desempenho Aumento do número de equipamentos automatizados com

redução de viagens a campo e do Tempo Médio deAtendimento a ocorrências - TMA

Evolução de EquipamentosTelecontrolados-MT

Até 2012 eram 2304 equipamentos telecontrolados. Em 2013 e 2014 esse número praticamente dobrou sendo

somado outros 2092 equipamentos. A projeção para 2015 é atingir próximo a 5.000 equipamentos telecontrolados. Com 90,8% de comandos efetivos foram evitados 134.962 viagens a campo. A projeção de Custo Total Evitado com viagens é de 16,7MM em 2014, em 2013 foi de 13,6MM. O Tempo Médio de Atendimento a ocorrências – TMA reduziu 25% desde 2008



Ações para melhoria do desempenho

RR

R RR

Dupla alimentação de sedes municipais com transferênciaautomatizada

R R



Ações para melhoria do desempenho Investimento de R$ 60 milhões na aquisição de 15

subestações móveis

Agilidade no atendimento em caso de falha

Incremento nas manutenções preventivas com aumento deconfiabilidade

Aumento da disponibilidade da transformação



Ações para melhoria do desempenho Investimento de R$ 77,5 milhões na modernização da rede de

distribuição subterrânea de BH e interior do estado

Substituição de 237 km de condutores Substituição e automação de 177 chaves Substituição de 8 transformadores

Até 2017 estarão concluídos mais:117 km de condutores83 transformadores152 chaves



Desempenho Global de Continuidade – DGCRanking ANEEL

Cemig D classificada em 7º lugar no ranking Aneel 2014 Subiu 10 posições em relação ao ano anterior Posicionada no 1º quartil – Melhor Desempenho



Impactos na receita

MudançaRegulatória

Redução significativa nas compensações pagas por violação

dos indicadores de continuidade

Melhoria verificada no desempenho do sistema elétricoagregou ganhos significativos de receita

Impacto positivo no Fator X representando um aumento deaproximadamente R$ 40 milhões na parcela B nos 2 últimos

reajustes tarifários




Telefone: (55-31) 3506-5024

Fax: (55-31) 3506-5025

Email: [email protected]

Website: http://ri.cemig.com.br

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