XX Encontro Anual Cemig APIMEC

Transcrição

1 XX Encontro Anual Cemig APIMEC

2 Agenda Criação da Empresa Perfil Corporativo Estratégia de Crescimento 2

3 Agenda Criação da Empresa Perfil Corporativo Estratégia de Crescimento 3

4 Aliança Energia e Aliança Norte Energia Aliança Energia S.A. Aliança Norte Energia S.A. 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% Ativos Cemig Igarapava 14,50% Porto Estrela 33,33% Funil 49,0% Aimorés 49,0% Capim Branco I 26,48% Capim Branco II 26,48% 51% 49% ALIANÇA NORTE ENERGIA 9% 55% 45% Norte Energia S.A. 100% UHE Belo Monte Aimorés 100% Funil 100% Capim Branco I 87,4% Capim Branco II 87,4% Porto Estrela 66,7% Igarapava 52,6% Candonga 50,0% 4

5 Aliança Energia e Aliança Norte Energia Criação da Aliança Energia S.A. Potencialização de ativos detidos em consórcios pelos acionistas Criação da Aliança Norte Energia S.A. Veículo específico e privado para investimento na Usina de Belo Monte Veículo privado com foco em crescimento no setor de geração de energia Combinação de experiências dos acionistas em gestão operacional, financeira e de projetos Foco na agregação de valor aos acionistas (1) Nota Técnica da Norte Energia de abril de Todos os aportes serão realizados ainda em

6 Aliança Energia: Governança Corporativa Acordo de Acionistas 3 Conselheiros 2 Conselheiros Conselho de Administração Todas as decisões por consenso Comitês de Assessoramento Diretoria de Operação e Gestão Empresarial Diretoria de Engenharia, Comercialização de Energia e Finanças 6

7 Agenda Criação da Empresa Perfil Corporativo Estratégia de Crescimento 7

8 Usinas Hidrelétricas Portfólio com sete Usinas Hidrelétricas em plena operação Usinas Hidrelétricas Capacidade Instalada (MW) Energia Firme (MW médio) Participação (%) Capacidade Instalada (MW) ALIANÇA Energia Firme (MW médio) Vencimento da Concessão 1) Aimorés ,0% Dez/2035 2) Funil ,0% Dez/2035 3) Capim Branco I ,4% Ago/2036 4) Capim Branco II ,4% Ago/2036 5) Porto Estrela ,7% Jul/2032 6) Igarapava ,6% Mai/2025 7) Candonga ,0% Mai/2035 Localidade Aimorés/MG (Rio Doce) Perdões/MG (Rio Grande) Araguari/MG (Rio Araguari) Araguari/MG (Rio Araguari) Joanésia/MG (Rio Sto. Antônio) Conquista/MG (Rio Grande) Rio Doce/MG (Rio Doce) TOTAL Localização: Minas Gerais

9 Grandes Números Faturamento anual* R$1 bilhão Geração de caixa operacional LAJIDA* R$600 milhões Usinas Hidrelétricas em operação plena #7 Capacidade instalada MW Energia assegurada 652 MW médios Energia vendida no longo prazo 100% * Valores projetados 9

10 Perfil Econômico Financeiro Posição financeira suporta estratégia de crescimento Receita anual sólida e estável: R$1 bilhão Ausência de alavancagem financeira Gestão para resultados Crescimento com foco em agregação de valor 14% Venda de Energia: 32% 54% Contratos de venda de energia no longo prazo Ambiente Livre Vale e Cemig Ambiente regulado Distribuidoras VALE ACR CEMIG 10

11 Posicionamento de Mercado 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 MW Valor de Mercado R$ bilhões 1ª 1ª 2ª 2ª (1) 3ª 3ª (1) (2) 18,0 4ª (1) 4ª 5ª 5ª 5,2 (2) 6ª (1) 6ª (2) 7ª 7ª (1) Companhias integradas (2) Valor de Mercado estimado 11

12 Agenda Criação da Empresa Perfil Corporativo Estratégia de Crescimento 12

13 Foco em Aquisições e Novos Projetos Aquisições Agregação de valor através de aquisições Oportunidades em diversas fontes do setor elétrico Hidrelétrica Termoelétrica Eólica Novos Projetos Venda de energia no Ambiente Livre Participação em leilões de energia nova 13

14 Evolução da Capacidade Instalada (MW) Caso haja um crescimento de 500 MW de capacidade instalada ao ano, a Aliança atingirá MW em

15 Gilberto José Cardoso Diretor de Engenharia, Comercialização de Energia e Finanças Relações com Investidores ri@aliancaenergia.com.br

16 Metodologia RevisãoTarifária Periódica Segmento Distribuição Maura Galuppo Botelho Martins

17 Custo Médio Ponderado de Capital WACC PARÂMETROS 3 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 (r B ) 4,25% 2,62% Prêmio de risco de crédito (r c ) 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%) Custo de Capital de Terceiros real após impostos (34%) 10,72% 10,90% 4,86% 5,14% WACC real depois de impostos 7,50% a.a. 8,09% a.a.

18 WACC necessário para anular o efeito negativo do VPL dos investimentos da Cemig D Glosa de: WACC de: Investimentos Realizados no 3CRTP 8% 10% Valoração pela Regra Atual Investimentos Realizados para o 4CRTP (nov./2012 abr./2015) Valoração pelo Banco de Preços Proposta ANEEL 3ª etapa AP 23/2014 Investimentos Realizados para o 4CRTP (nov./2012 abr./2015) 20% 12% 4% 9%

19 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA - BRR 3ª 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 Banco de Preços

20 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA - BRR 3ª Fase da Audiência Pública nº 23/2014 Necessidade de maior transparência do processo Não padronização da fiscalização Motivações da ANEEL Imprevisibilidade nos resultados Problemas segurança informação Não há análises comparativas entre empresas

21 BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA - BRR 3ª Fase da Audiência Pública nº23/2014 Banco de Preço ANEEL x VOC -3,6% Fonte: Nota Técnica 071/2015 SGT/ANEEL de 02 de abril de 2015.

22 PERDAS TÉCNICAS Audiência Pública nº 26/2014 Perdas Técnicas Regulatórias Perdas Técnicas Regulatórias Modelo Estatístico Único Balanço Energético Tabelas de Dados Gerais Simulação de Redes Campanha de Medições Base de Dados Geográficos Não reflete a realidade de perdas técnicas do sistema elétrico das Distribuidoras Tende a aproximar das perdas técnicas do sistema elétrico das Distribuidoras

23 PERDAS NÃO TÉCNICAS 12 modelos econométricos para cálculo do índice complexidade Dois grupos de complexidade 3 modelos econométricos para o cálculo do índice complexidade Único grupo de complexidade Definição da velocidade de redução das perdas por cluster para cada grupo de complexidade Definição da velocidade de redução das perdas por novos clusters para um único grupo de complexidade. Ponto de partida Cemig D: valor máximo entre 7,50% e o menor valor entre a meta regulatória estabelecida no 3CRTP (7,63%) e a média de perdas não técnicas praticada nos últimos 4 anos.

24 PERFIL DA DÍVIDA CEMIG DISTRIBUIÇÃO Cronograma de vencimento -Prazo médio: 3,4 anos Dívida líquida total: R$5,8 bilhões Principais indexadores Custo médio real da dívida -% Alavancagem -% Fonte:

25 CUSTOS OPERACIONAIS CICLO Limite Inferior Central Limite Superior 3CRTP Eficiência 48% 58% 68% 4CRTP Eficiência 65% 69% 73% Eficiência Normalizada 85% 91% 96%

26 Relações com Investidores Telefone: (55-31) Fax: (55-31) Website:

27 CEMIG D Responsável: Danilo Gusmão Araujo

28 o Desempenho do sistema elétrico DEC Cemig apresenta melhor resultado dos últimos anos com decréscimo consistente da parcela acidental.

29 o Desempenho do sistema elétrico FEC Cemig apresenta melhor resultado dos últimos anos.

30 Ações para melhoria do desempenho

31 Ações para melhoria do desempenho Aumento do número de equipamentos automatizados com redução de viagens a campo e do Tempo Médio de Atendimento a ocorrências - TMA Evolução de Equipamentos Telecontrolados-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 equipamentos telecontrolados. Com 90,8% de comandos efetivos foram evitados 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

32 Ações para melhoria do desempenho Dupla alimentação de sedes municipais com transferência automatizada R R R R

33 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 de confiabilidade Aumento da disponibilidade da transformação

34 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 condutores 83 transformadores 152 chaves

35 Desempenho Global de Continuidade DGC Ranking 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

36 Opex aplicado em O&M

37 Impactos na receita Melhoria verificada no desempenho do sistema elétrico agregou ganhos significativos de receita Mudança Regulatória Redução significativa nas compensações pagas por violação dos indicadores de continuidade Impacto positivo no Fator X representando um aumento de aproximadamente R$ 40 milhões na parcela B nos 2 últimos reajustes tarifários

38 Relações com Investidores Telefone: (55-31) Fax: (55-31) Website: