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UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION
WASHINGTON, D.C. 20549
Formulário 20-F
TERMO DE REGISTRO CONFORME ARTIGO 12(b) ou (g) DO SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 ou
RELATÓRIO ANUAL CONFORME ARTIGO 13 ou 15(d) DO
SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934
Referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2015 ou
RELATÓRIO DE TRANSIÇÃO CONFORME ARTIGO 13 ou 15(d) DO SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934 ou
RELATÓRIO DE SHELL COMPANY CONFORME ARTIGO 13 ou 15(d) DO SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934
Data do evento exigindo o presente relatório de shell company: N/A
Número de Protocolo na Comissão: 1-15224
COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS – CEMIG (Denominação exata da Requerente conforme consta em seu Estatuto Social)
ENERGY CO OF MINAS GERAIS (Tradução para o Inglês da denominação da Requerente)
BRASIL (Jurisdição de incorporação ou organização)
Avenida Barbacena, 1200, Belo Horizonte, MG, 30190-131
(Endereço da sede)
Valores mobiliários registrados ou a serem registrados de acordo com o art. 12(b) do Act:
Denominação de cada classe: Nome de cada bolsa em que Registrada:
Ações Preferenciais, valor nominal de R$5,00 Bolsa de Valores de Nova York * American Depositary Shares, cada qual
representativa de 1 Ação Preferencial,
sem valor nominal
Bolsa de Valores de Nova York
Ações Ordinárias, valor nominal de R$5,00 Bolsa de Valores de Nova York *
American Depositary Shares, cada qual
representativa de 1 Ação Ordinária,
sem valor nominal
Bolsa de Valores de Nova York
Valores mobiliários registrados ou a serem registrados de acordo com o art. 12(g) do Act:
Nenhum
Valores mobiliários em relação aos quais existe obrigação de prestar informações de acordo com o art. 15(d) do Act: Nenhum
Indicar o número de ações em circulação de cada uma das espécies do capital social ou o número de ações ordinárias emitidas pela Requerente no encerramento do período
coberto pelo relatório anual: 420.764.708Ações Ordinárias
838.076.946 Ações Preferenciais
Assinalar se a Requerente é uma reconhecida emissora sazonal, conforme definido na Rule 405 do Securities Act. Sim Não
Se o presente relatório é um relatório anual ou de transição, indicar se a Requerente não deve arquivar relatórios conforme o art. 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934.
Sim Não
Indicar se a Requerente (1) arquivou todos os relatórios que devem ser arquivados segundo o Artigo 13 ou 15 (d) do Securities Exchange Act de 1934 no período precedente de 12
meses (ou período menor no qual a Requerente estava obrigada a divulgar e registrar esses arquivos) e (2) esteve sujeita a tais exigências de arquivamento nos últimos 90 dias.
Sim Não
Assinalar se a Requerente submeteu por meio eletrônico e disponibilizou em seu website corporativo, caso existente, todos os arquivos interativos cujo envio e disponibilização são exigidos nos termos da Rule 405 da Regulation S-T (§232.405 deste capítulo) no período precedente de 12 meses (ou por período inferior no qual foi requerido o envio ou
disponibilização dos referidos arquivos pela Requerente). Sim Não
Assinalar se a Requerente é requerente de grande porte de processo acelerado (large accelerated filer), requerente de processo acelerado (accelerated) ou requerente de processo
não acelerado (non-accelerated). Vide a definição de “requerente de processo acelerado e requerente de grande porte de processo acelerado” no art. 12b-2 do Exchange Act
(marque um): Requerente de Processo Acelerado de Grande Porte Requerente de processo Acelerado Requerente de processo não acelerado
Assinalar qual norma contábil a Requerente utilizou para preparar as demonstrações financeiras incluídas neste arquivamento: U.S. GAAP IFRS Outro
Caso a opção “Outro” tenha sido assinalada acima, indicar qual item da demonstração financeira a Requerente optou por seguir: Item 17 Item 18 Na hipótese do presente relatório ser um relatório anual, indicar se a Requerente é uma shell company (de acordo com o artigo 12b-2 do Securities Exchange Act). Sim Não
* Não para comercialização, mas apenas em relação ao registro de American Depositary Shares, conforme os requisitos da Securities and Exchange Commission.
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ÍNDICE
PARTE I ............................................................................................................................................................. 6 Item 1. Identificação de Conselheiros, Diretores e Consultores .................................................................... 6 Item 2. Estatísticas da Oferta e Cronograma Previsto .................................................................................... 6 Item 3. Informações Relevantes ..................................................................................................................... 6 Item 4. Informações sobre a Companhia ..................................................................................................... 35 Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras ....................................................................... 122
Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados .......................................................................................... 154 Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas ....................................................... 168 Item 8. Informações Financeiras ................................................................................................................ 171 Item 9. A Oferta e a Listagem .................................................................................................................... 181 Item 10. Informações Adicionais ............................................................................................................... 186 Item 11. Divulgações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos de Mercado ........................................... 208 Item 12. Descrição de Outros Valores Mobiliários além das Ações .......................................................... 210
PARTE II ....................................................................................................................................................... 212 Item 13. Inadimplência, Dividendos em Atraso e Mora ............................................................................ 212 Item 14. Alterações Relevantes dos Direitos de Detentores de Valores Mobiliários
e Destinação de Recursos ........................................................................................................................ 212 Item 15. Controles e Procedimentos .......................................................................................................... 213 Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria....................................................................... 216 Item 16B. Código de Ética ......................................................................................................................... 216 Item 16C. Principais Honorários e Serviços dos Auditores Honorários de
Auditoria e de Outra Natureza ................................................................................................................ 216
Item 16D. Isenções de Padrões de Listagem para os Comitês de Auditoria .............................................. 217 Item 16E. Aquisição de Valores Mobiliários pela Emissora e por Adquirentes Afiliados ........................ 217 Item 16F. Alterações no Credenciamento de Auditores Certificados da Requerente ................................ 217 Item 16G. Governança Corporativa ........................................................................................................... 218 Item 16H. Informações sobre segurança minerária .................................................................................... 219 Item 17. Demonstrações Financeiras ......................................................................................................... 219 Item 18. Demonstrações Financeiras ......................................................................................................... 219
Item 19. Anexos ......................................................................................................................................... 220
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NOTA EXPLICATIVA
O arquivamento do presente Relatório Anual – Formulário 20F referente ao ano de 2015 sofreu um atraso em
virtude de termos solicitado um prazo adicional a fim de concluir detalhamentos relacionados com a
investigação interna atualmente em curso da Norte Energia S.A. (‘NESA’), detentora da concessão para a
construção e operação da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu, no estado brasileiro do Pará. A
Cemig mantém indiretamente uma participação de 12,5% na NESA através da propriedade da Aliança Norte e
da Amazônia Energia.
Em março de 2014, enquanto realizava uma investigação envolvendo um posto de gasolina e de lavagem de
automóveis local na cidade de Brasília (Distrito Federal, Brasil), a Polícia Federal brasileira e procuradores da
república descobriram evidências de um esquema muito mais amplo de corrupção e propinas envolvendo a
petrolífera estatal brasileira, a Petrobras. Em decorrência disto, foi iniciada uma investigação federal,
denominada Operação Lava-Jato, e ela está sendo realizada pelo Ministério Público Federal e a Polícia
Federal sob a supervisão de um juiz federal. No transcurso das investigações da Operação Lava-Jato, diversas
companhias e pessoas físicas firmaram acordos de cooperação com as autoridades brasileiras do Ministério
Público Federal (MPF), segundo os quais, os suspeitos optam por colaborar com as autoridades em troca do
abrandamento das suas sentenças. Alguns desses acordos de cooperação continham alegações envolvendo a
Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu no Estado do Pará. Não foram efetuadas acusações criminais
contra a Cemig no âmbito da Operação Lava-Jato.
Em resposta às alegações, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras (‘Eletrobras’), que possui 49,98%
do capital da NESA, contratou uma equipe internacional de investigação para detectar irregularidades em
projetos nos quais ela é acionista, incluindo a NESA (a ‘Investigação Independente’). A equipe da
Investigação concluiu os trabalhos visando identificar informações errôneas nas Demonstrações Financeiras
consolidadas da Eletrobras, incluindo uma análise da NESA.
A equipe da Investigação Independente ainda está efetuando alguns procedimentos, com foco em questões
internas referentes à conformidade com as normas e a regulamentação. Há investigações em andamento, bem
como outras medidas jurídicas sendo conduzidas pelo MPF envolvendo outros acionistas da NESA e alguns
de seus executivos. Tendo em vista nosso conhecimento atual, a Cemig não estima que estes procedimentos
adicionais proporcionem novas informações relevantes que possam impactar substancialmente suas
Demonstrações Financeiras consolidadas em períodos futuros.
A investigação concluiu que certos contratos com algumas empresas contratadas e fornecedores do projeto da
Usina Hidrelétrica de Belo Monte incluíram propinas estimadas em 1% do preço do contrato mais algumas
outras quantias fixas.
Com base nas conclusões e resultados identificados pela investigação interna independente, a administração
da NESA avaliou o impacto sobre as Demonstrações Financeiras segundo a norma contábil internacional
(International Accounting Standard IAS-16 — “Property, Plant e Equipment“) e concluiu que o valor de
R$183 milhões é atribuível ao superfaturamento devido a propinas consideradas de natureza ilícita e não
devem ser capitalizadas como parte do custo do Imobilizado, tendo em vista que tal valor não é um custo
atribuível à operação e manutenção da planta.
A NESA não tem condições de identificar uma forma precisa de estimar os períodos das Demonstrações
Financeiras anteriores nos quais possam ter ocorrido capitalizações excessivas de custos, devido ao fato de
que a informação disponibilizada pela Investigação Independente interna não especifica individualmente os
contratos, pagamentos e os períodos da informação em que tais excessos possam ter ocorrido. É enfatizado,
também, que os pagamentos supostamente indevidos não foram efetuados pela NESA, mas por empresas
contratadas e fornecedores da Usina Hidrelétrica de Belo Monte e esse fator também impede a identificação
das quantias e períodos exatos dos pagamentos.
Por este motivo, a NESA adotou o procedimento especificado na norma contábil internacional para Políticas
Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro (IAS-8—“Accounting Policies, Changes in
Accounting Estimates and Errors”), ajustando as quantias estimadas de custos capitalizados a maior no valor
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de R$183 milhões, relacionados a pagamentos ilegais nas Demonstrações Financeiras de 31 de dezembro de
2015, devido à impraticabilidade de identificar ajustes para cada período anterior afetado.
Em consequência do ajuste registrado pela NESA, a Cemig contabilizou no ano findo em 31 de dezembro de
2015, conforme o método de equivalência patrimonial, na NESA, o valor de R$23 milhões na rubrica
Investimento em contrapartida à equivalência patrimonial na sua Demonstração do Resultado do Exercício.
Deste valor total, R$21 milhões se referem à Cemig GT e R$2 milhões à Light S.A., conforme a norma
contábil internacional para Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro (IAS-8—
“Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors”).
As seguintes seções do presente Relatório Anual contêm informações relacionadas à investigação da NESA:
• “Eventos Recentes – Alocação de Lucro líquido de 2015”;
• “Item 4. Informações sobre a Companhia – Nota 4 – Aquisição de uma participação de 9,77% na Norte
Energia S.A.: a Usina Hidrelétrica Belo Monte – Investigação da Norte Energia S.A.”;
• “Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras – Ano findo em 31 de dezembro de 2015
comparado ao ano findo em 31 de dezembro de 2014 – Resultado de equivalência patrimonial”;
• “Item 18. Demonstrações Financeiras – Nota 14 – Investimentos”; e
• “Item 18. Demonstrações Financeiras – Nota 23 – Patrimônio e Remuneração aos Acionistas – (c)
Dividendos – Alocação do Lucro Líquido para 2015 – Proposta da Administração”.
Conforme seu código de ética, a Companhia não tolera corrupção nem outras práticas comerciais ilegais por
parte de seus funcionários, empresas contratadas ou fornecedores.
As investigações no âmbito da Operação Lava-Jato estão ainda em andamento e o MPF pode levar um
período de tempo considerável para concluir seus procedimentos. Por este motivo, podem futuramente ser
reveladas novas informações relevantes que poderiam levar a NESA e, consequentemente, a Cemig, a
reconhecerem ajustes adicionais em suas Demonstrações Financeiras. A Companhia continuará o
monitoramento dos resultados das investigações e da disponibilidade de outras informações referentes às
alegações, e prestará as devidas informações conforme anteriormente garantido.
EVENTOS SUBSEQUENTES
Pagamento a Debenturistas
Em 15 de fevereiro de 2016, foram realizados os pagamentos de juros da 1ª, 2ª e 3ª Séries da 3ª Emissão de
Debêntures da Cemig D e Cemig GT, nos montantes de R$162 e R$139, respectivamente.
Emissão de Cédula de Crédito Bancário
A Cemig D emitiu, em 22 de março de 2016, em favor da Caixa Econômica Federal, uma Cédula de Crédito
Bancário no valor de R$695, cuja finalidade consiste no pagamento de juros e principal de dívidas existentes,
representados por Cédulas de Crédito Bancário emitidas em favor do Banco do Brasil e da Caixa Econômica
Federal, bem como a 8ª emissão de Notas Promissórias da companhia, vincendas no primeiro semestre do
ano de 2016. A taxa de juros é de 132,14% do CDI a.a. e o prazo total da operação é de 48 meses, sendo 18
meses de carência para o principal, com o pagamento de juros trimestral nesse período e a amortização será
efetuada em 30 meses, com o pagamento mensal das parcelas do principal e juros. Os recursos foram
desembolsados pela Caixa Econômica Federal no período compreendido entre o mês de março e o mês de
maio do ano de 2016. Do total do montante, foram liberados R$355 em março de 2016, R$300 em abril de
2016 e R$40 em maio de 2016.
A Cemig D celebrou, em 22 de abril de 2016, termos aditivos a duas Cédulas de Crédito Bancário, emitidas
em favor do Banco do Brasil, no valor total de R$600, cuja finalidade consiste em rolagem de dívidas da
companhia. A taxa de juros é de 128,00% do CDI a.a. e os recursos serão pagos em 4 parcelas semestrais, a
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partir de outubro de 2016, com vencimento final em abril de 2018.
A Cemig GT emitiu, em 24 de outubro de 2016, uma Cédula de Crédito Bancário em favor do Banco do
Brasil S.A., no valor total de R$600, com a finalidade de efetuar pagamento de operações junto ao próprio
Banco. Esse empréstimo possui taxa de juros de 132,90% do CDI a.a. e será pago em 4 parcelas semestrais,
com vencimento final em outubro de 2018.
Emissão de Debêntures
A Cemig D concluiu em 28 de março de 2016 sua 4ª emissão de debêntures simples, no valor de R$ 1.615,
em série única, com data de emissão em 15 de dezembro de 2015 e prazo de vigência de 3 anos. As
debêntures serão remuneradas anualmente pela variação do CDI + 4,05% a.a. e o principal será amortizado
em duas parcelas iguais vincendas em dezembro de 2017 e dezembro de 2018. Os recursos captados foram
utilizados para o pagamento da 8ª emissão de notas promissórias da Companhia, que venceram em 26 de
março de 2016.
Permuta das Debêntures Participativas da AGC Energia por ações da Cemig
Em 03 de março de 2016, a BNDES Participações. – BNDESPAR, permutou 100% das debêntures objeto da
Escritura da 1ª Emissão Privada de Debêntures Perpétuas, Participativas, Não Conversíveis, Permutáveis, da
Espécie com Garantia Real, em série Única, da AGC Energia datada de 28 de fevereiro de 2011 e aditada em
17 de janeiro de 2012, por 54.342.992 ações ordinárias e 16.718.797 ações preferenciais de emissão da
Cemig, de titularidade da AGC Energia.
Após a referida permuta, a participação da BNDESPAR no capital ordinário e preferencial da Companhia
que, em 02 de março de 2016, totalizava 0% e 1,13% passou a corresponder a 12,9% e 3,13%,
respectivamente, configurando-se, portanto, negociação relevante, segundo artigo 12, §1º, da instrução CVM
nº 358/02. A participação da BNDESPAR no capital total da Companhia que, em 02 de março de 2016,
representava 0,75%, passou a corresponder a 6,4%.
Aumento de Capital da Renova Energia S/A.
A Cemig aumentou o seu capital na Renova por meio de sua subsidiária integral Cemig GT no valor de
R$240. Desse total, R$85 foi subscrito e integralizado em fevereiro de 2016; R$115 foi subscrito e
integralizado em março de 2016; e o montante remanescente de R$40 foi subscrito e integralizado em maio de
2016.
Investimento na Renova – Perdas (impairment) de ativos disponíveis para a venda
Contrato de opção
Em 18 de setembro de 2015, foi celebrado um contrato de opção de venda em que, a partir de 31 de março de
2016, a Renova teria a opção de alienar para a SunEdison até 7.000.000 das ações da TerraForm Global.
O preço de venda das ações foi determinado em R$50,48 ou US$15,00 convertidos à taxa da data, a escolha
da SunEdison. O contrato estabelece também opção de compra pela SunEdison das mesmas 7.000.000 com as
mesmas características acima mencionadas.
A Renova informou ainda que notificou a SunEdison e a TerraForm Global sobre a sua intenção de exercer a
opção de venda de 7 milhões de ações de emissão da TerraForm Global de titularidade da Renova, conforme
previsto em contrato e conforme informado em Fato Relevante publicado pela Renova no dia 18 de setembro
de 2015.
Em 21 de abril de 2016, a SunEdison pediu recuperação judicial nos Estados Unidos. Em 1 de junho de 2016,
findou-se o prazo para pagamento da opção pela SunEdison
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A Renova precificou a opção considerando o modelo matemático de Black-Scholes-Merton e a expectativa
futura da taxa de câmbio, bem como o risco de crédito.
A Renova reconheceu, no 1º semestre de 2016, uma perda de R$111, pela variação do valor justo da opção
considerando o risco de crédito. Adicionalmente, reconheceu uma perda de R$63 relativa à extinção da opção
e entrou com processo arbitral requerendo, dentre outras demandas, indenização pelas perdas. Até a data de
emissão desse relatório, a SunEdison não liquidou essa transação.
Os valores mencionados acima correspondem ao impacto da extinção da opção nas Informações Contábeis
Intermediárias da Renova, sendo que o impacto para a Cemig foi proporcional a sua participação de 34,2% na
Renova, avaliada pelo método de equivalência patrimonial, no montante de R$60.
Investimento na Terraform – precificação das ações
A Renova também registrou uma perda no 1º trimestre de 2016, no valor de R$272 em função da volatilidade
negativa no período na cotação das ações da Terraform, investida em que a Renova possui 11,65% de
participação avaliada com base no valor das ações no mercado.
Os valores mencionados acima correspondem ao impacto nas Informações Contábeis Intemediárias da
Renova, sendo que o impacto para a Cemig foi proporcional a sua participação de 34,2% na investida,
avaliada pelo método de equivalência patrimonial no montante de R$93.
Rescisão de contrato de compra e venda de ações
Em 01 de abril de 2016, a Renova Energia S.A. (“Renova”) anunciou que o contrato, de 15 de julho de 2015,
relacionado à compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto Espra (“Contrato Espra”) de
titularidade da Renova para TerraForm Global, Inc. (“TerraForm Global”) foi rescindido, por acordo entre as
partes, mediante o pagamento pela TerraForm Global à Renova de uma penalidade no valor de US$10,00.
Dessa maneira, os ativos do projeto Espra, correspondentes a três pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) que
comercializam energia no âmbito do Proinfa, com 41,8 MW de capacidade instalada, continuam na Renova e
voltam a compor o portfólio de ativos operacionais da Renova.
O Contrato Espra estava contemplado na primeira fase da operação com a TerraForm Global e a SunEdison,
Inc. (“SunEdison”) anunciada no dia 15 de julho de 2015.
Portaria 120 do Ministério das Minas e Energia
Em 22 de abril de 2016 o Ministério de Minas e Energia – MME publicou a Portaria nº120 definindo o prazo
e a forma para pagamento do valor remanescente da indenização da transmissão relacionada à aceitação dos
termos estabelecidos pela Lei 12.783/13.
A Portaria determinou que os valores homologados pela ANEEL passem a compor a Base de Remuneração
Regulatória e que o custo de capital seja adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas (“RAP”).
Ressalta-se que a informação a respeito do custo de capital estava em discussão até a emissão da Portaria 120.
A atualização será pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA e o custo de capital não
incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário de 2017 deverá ser atualizado e
remunerado pelo custo do capital próprio, real, do segmento de transmissão definido pela ANEEL nas
metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, atualmente 10,44%
ao ano, a ser pago pelo prazo de 8 anos, com ressarcimento pela RAP.
A Portaria ainda depende de definições que serão objetos de Audiência Pública pela ANEEL e constam na
Agenda Regulatória da ANEEL para o 2º semestre de 2016 e 1º semestre de 2017.
A Companhia, com base nas melhores informações disponíveis, efetuou sua estimativa e reconheceu, em
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junho de 2016, o montante de R$548, sendo:
R$20 referente à diferença entre o valor da revisão preliminar da ANEEL, em 23 de fevereiro de
2015 no valor de R$1.157, do Laudo enviado pela Companhia, e a revisão final;
R$90 referente à diferença entre as variações dos índices IGP-M e IPCA, considerando que a
companhia havia atualizado o saldo até 31 de março de 2016 pelo IGP-M;
R$438 referente a remuneração com a utilização do custo de capital próprio considerando a taxa de
10,44% a.a..
Reajuste anual ordinário das tarifas da Cemig D
Em 24 de maio de 2016, a ANEEL definiu o Reajuste Tarifário Anual a ser aplicado nas tarifas da Cemig D,
resultando num índice médio de 3,78% para o reajuste das tarifas de energia elétrica, que passa a vigorar a
partir de 28 de maio de 2016, até 27 de maio de 2017.
Para os consumidores industriais e o setor de serviços, atendidos em média e alta tensão de energia, o
aumento médio a ser percebido será de 2,06%. Para os consumidores atendidos em baixa tensão o reajuste
médio será de 4,63%.
Alterações no Acordo de Acionistas da Parati
No segundo trimestre de 2016, foram assinados Termos de Aditamento ao Acordo de acionistas da Parati,
sendo descritas abaixo as principais alterações decorrentes desses aditamentos:
1. Postergação do vencimento da Opção de Venda outorgada em 2011 pela Cemig em favor dos
cotistas do FIP Redentor, inicialmente previsto para ocorrer em 31 de maio de 2016, para duas
datas de exercício distintas:
a) Primeira janela de exercício: a intenção de exercício poderá ser manifestada pelo(s) acionista(s)
direto(s) que decidir(em) por exercê-la, independentemente do exercício da Opção de Venda pelos
demais acionistas diretos, até o dia 23 de setembro de 2016, inclusive, e englobará apenas ações
preferenciais de emissão da Parati, no limite de até 153.634.195 ações preferenciais de emissão da
Parati, representativas de 14,30% da totalidade das ações da Parati detidas pelos demais acionistas
diretos. O pagamento pela Cemig deverá ocorrer até 30 de novembro de 2016;
b) Segunda janela de exercício: a intenção de exercício poderá ser manifestada pelo(s) acionista(s)
direto(s) que decidir(em) por exercê-la, independentemente do exercício da Opção de Venda pelos
demais acionistas diretos, até o dia 23 de setembro de 2017, inclusive, e poderá englobar a
totalidade das ações de emissão da Parati, sendo independente do exercício ou não da Opção de
Venda na primeira janela de exercício. O pagamento pela Cemig deverá ocorrer até 30 de
novembro de 2017;
2) A Opção de Venda passou a poder ser exercida não apenas pelo FIP Redentor, mas também pelos
acionistas diretos da Parati;
3) Inclusão de condições de adiantamento da data de exercício da opção de venda: em caso de
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ocorrência de qualquer evento de adiantamento de opção previsto, qualquer dos acionistas diretos
poderá apresentar à Cemig uma notificação de adiantamento de opção, momento no qual será
considerada exercida por todos os acionistas diretos, sobre a totalidade de suas ações; e,
4) Para garantir o pagamento integral da Opção de Venda a Cemig ofereceu aos detentores da Opção
de Venda, em 31 de maio de 2016, 55.234.637 ações ordinárias e 110.469.274 ações preferenciais
ambas de emissão da Taesa, e como reforço de garantia, 53.152.298 ações de emissão da Light, de
sua titularidade direta.
Concessão da UHE Miranda
No dia 10 de junho de 2016, a Cemig GT protocolou requerimento na Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL visando a prorrogação, por 20 anos, do prazo da concessão da Usina Hidrelétrica Miranda (UHE
Miranda), cujo prazo de extinção previsto era em dezembro de 2016. Em 12 de julho de 2016, a ANEEL,
acolhendo o voto do diretor relator no processo, decidiu pelo encaminhamento do processo “ao Ministério de
Minas e Energia – MME com a recomendação de não conhecer do pedido formulado pela Cemig Geração e
Transmissão S.A. – Cemig GT, com vistas à prorrogação do prazo de vigência da concessão da Usina
Hidrelétrica Miranda, por ter sido formulado fora do prazo estipulado pela Lei 12.783/2013”.
Em 26 de outubro de 2016, o Ministério de Minas e Energia indeferiu o requerimento administrativo
formulado pela Cemig de prorrogação do prazo de concessão da UHE Miranda observando-se as bases
originais do contrato de concessão, anteriores à Lei nº 12.783/2013. O término da concessão da UHE Miranda
ocorrerá em dezembro de 2016.
A Companhia estuda eventuais medidas administrativas e/ou judiciais, e manterá os seus acionistas e o
mercado oportuna e adequadamente informados sobre atualizações relevantes relacionadas ao tema.
Emissão de Notas Promissórias
Em 01 de julho de 2016, a Cemig GT concluiu a sua 7ª emissão de notas promissórias comercias, totalizando
R$620. Os recursos obtidos serão destinados ao pagamento da 2ª parcela da bonificação pela outorga de
concessões de usinas hidrelétricas referentes ao Lote D do Leilão ANEEL 12/2015, bem como reforço de
capital de giro da empresa. As notas promissórias têm prazo de 360 dias, com vencimento em 26 de junho de
2017, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 128% da variação acumulada das taxas média dos
Depósitos Interfinanceiros de um dia – DI, over extra grupo, que serão pagos na data de vencimento. A 7ª
emissão de notas promissórias da Cemig GT conta com o aval da sua controladora, a Cemig.
Alienação de ações da TAESA de propriedade da CEMIG
O Conselho de Administração da Cemig deliberou, em 31 de agosto de 2016, autorizar monetização, de até
40.702.230 units da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (“Taesa”), correspondentes a 40.702.230
ações ordinárias e 81.404.460 ações preferenciais da Taesa de propriedade da CEMIG.
Em 29 de setembro de 2016, a Taesa divulgou o início da oferta pública secundária com esforços restritos de
colocação de certificados de depósito de ações, nominativos, escriturais e sem valor nominal, sendo cada um
representativo de uma ação ordinária e duas ações preferenciais, todas nominativas, escriturais e sem valor
nominal, livres e desembaraçadas de quaisquer ônus ou gravames (“Units”), de emissão da Taesa e de
titularidade do Fundo de Investimento em Participações Coliseu (“FIP Coliseu”) e Cemig.
A Oferta compreendeu a distribuição pública secundária, com esforços restritos de colocação de 65.702.230
Units de titularidade dos Acionistas Vendedores, ao preço de R$19,65 por Unit, resultando em um montante
total de R$1.291. A efetiva liquidação da Oferta ocorreu em 24 de outubro de 2016.
Por se tratar de uma oferta pública com esforços restritos exclusivamente de distribuição secundária, não
8
houve ingresso de recursos para a Taesa, sendo que os Acionistas Vendedores receberam a totalidade dos
recursos líquidos resultantes da venda das Units no montante de R$1.276, dos quais R$791 foram recebidos
pela Cemig.
Com a liquidação da Oferta, o FIP Coliseu passou ser titular de 153.775.790 ações ordinárias, representativas
de 26,03% do capital social votante da Taesa e 14,88% do capital social total da Taesa, e a Cemig passou ser
titular de 252.369.999 ações ordinárias de emissão da Taesa, representativas de 42,72% do capital social
votante, e 73.646.184 ações preferenciais da Taesa, que somadas às ações ordinárias, representam 31,54% do
capital social total da Taesa. As Units em circulação (excluídas as Units detidas pelo FIP Coliseu, pela Cemig,
pelos administradores da Companhia e as ações mantidas em tesouraria) passaram a compor 53,58% do
capital social total da Taesa e 31,24% do capital social votante da Taesa.
Pagamento a Titulares de Notas Promissórias
Em 28 de março de 2016, foi liquidada a 8ª emissão de Notas Promissórias da Cemig D. Foi pago, aos
titulares das notas, o montante de R$1.958, sendo R$1.700 de principal mais R$258 de juros.
9
Contrato de Investimento para aporte de capital na Ativas
A Cemig Telecom S.A., subsidiária integral da Cemig, celebrou, em 25 de agosto de 2016, Contrato de
Investimento com a empresa Sonda Procwork Outsourcing Informática Ltda., integrante do grupo chileno
Sonda S.A., para um aporte de capital na Ativas Data Center, em parceria com a Ativas Participações S.A,
empresa controlada do Grupo Asamar.
A Sonda é a principal empresa de serviços de Tecnologia da Informação da América Latina, com presença em
dez países e 17.000 colaboradores. Essa aliança estratégica reforça o compromisso da Ativas com os clientes
atuais e futuros assegurando elevados padrões de segurança e disponibilidade.
Em 19 de outubro de 2016, após cumpridas as condições precedentes previstas no Contrato de Investimento,
foi realizado o fechamento da operação.
A Sonda, por meio de aporte no valor de R$114, passa a deter 60% de participação acionária na Ativas,
ficando Cemig Telecom e Ativas Participações com 19,6% e 20,4% do capital total da empresa,
respectivamente.
Notificação de Intenção de Exercício de Opção de Venda
A Cemig recebeu, em 06 de setembro de 2016, Notificação de Intenção de Exercício de Opção de Venda –
Primeira Janela, do Banco BTG Pactual (“BTG Pactual”), comunicando o exercício, em caráter irrevogável e
irretratável, do seu direito de vender para a CEMIG 153.634.195 ações preferenciais (“Ações Objeto da
Opção de Venda”) representativas de sua participação acionária na PARATI S.A. – PARTICIPAÇÕES EM
ATIVOS DE ENERGIA ELÉTRICA (“PARATI”). A faculdade de venda de ações ora exercida é feita
consoante o disposto nas cláusulas 6.1 e 6.2 do Acordo de Acionistas da Companhia (“Opção de Venda –
Primeira Janela”), celebrado em 11 de abril de 2011, conforme aditado, entre Companhia Energética de Minas
Gerais - CEMIG, Banco Santander (Brasil) S.A., BV Financeira S.A. – Crédito, Financiamento e
Investimento, BB-Banco de Investimento S.A. e Banco BTG Pactual S.A., com a interveniência da Parati
(“Acordo de Acionistas da Parati”). A CEMIG tem até o dia 30 de novembro de 2016 para efetuar a aquisição
das ações ou indicar um terceiro para que a faça.
Alienação de participação societária vinculada à Transchile
A Cemig celebrou, em 12 de setembro de 2016, Contrato de Compraventa de Acciones (“CCVA”), para a
alienação da totalidade de sua participação societária vinculada à Transchile Charrúa Transmisión S.A.
correspondente a 49% do capital total, para a Ferrovial Transco Chile SpA., empresa controlada pela Ferrovial
S.A., pelo valor de US$56,6 milhões. Em 06 de outubro de 2016, a totalidade das ações detidas pela Cemig na
Transchile Charrúa Transmisión S.A., correspondente a 49% (quarenta e nove por cento) do capital total,
foram transferidas e a venda concretizada para a Ferrovial Transco Chile SpA., empresa controlada pela
Ferrovial S.A..
Antecipação de pagamento de contrato de energia com a Renova
Em junho de 2016, foram antecipados pela Cemig GT à Comercializadora, no âmbito do Contrato de energia,
R$ 94, tendo sido constituídas garantias com determinados ativos da Renova.
Pagamento de Empréstimos
Em 21 de outubro de 2016, a Cemig Distribuição S.A. liquidou, em favor do Banco do Brasil S.A, duas
Cédulas de Crédito Comercial (e seus aditivos) com vencimentos finais em abril de 2018, no valor total de
R$600 de principal, acrescidos de juros no montante de R$25 calculados até a data da efetiva liquidação. O
pagamento foi realizado com recursos próprios.
Em 24 de outubro de 2016, a Cemig GT efetuou, em favor do Banco do Brasil S.A., pagamentos das parcelas
de dois Contratos de Abertura de Crédito Fixo, no valor de R$286, e de Cédulas de Crédito Bancário no valor
de R$430, totalizando R$716. Os pagamentos foram realizados com recursos oriundos de uma nova captação,
10
realizada com o próprio Banco do Brasil S.A., e complementado com recursos próprios.
Covenants Estatutários
O Estatuto Social da Companhia estabelece determinadas metas de endividamento e investimentos que
deverão ser cumpridas pela Administração da Companhia. Entretanto, na Assembleia Geral Ordinária de 30
de maio de 2016 foi autorizada a ultrapassagem desses indicadores excepcionamente para o exercício de
2016, conforme tabela abaixo:
Meta do Estatuto
Ultrapassagem
autorizada na
AGO
Endividamento consolidado/Lajida 2,00 4,12
Dívida Líquida/Dívida Líquida + Patrimônio Líquido 40,00% 52,00%
Investimento de capital e aquisição de quaisquer ativos/Lajida 40,00% 146,00%
Pagamento de dividendos inferior ao mínimo obrigatório
A Assembleia Geral Ordinária, realizada em 29 de abril de 2016, aprovou o pagamento de dividendos
referentes ao exercício de 2015 no valor total de R$634, valor este inferior ao mínimo estatutário.
Refinanciamento dos créditos junto ao Banco do Brasil
Em 24 de outubro de 2016 a Cemig Geração e Transmissão S.A. efetuou, em favor do Banco do Brasil S.A.,
pagamentos das parcelas de dois Contratos de Abertura de Crédito Fixo, no valor de R$286 milhões, e de
Cédulas de Crédito Bancário no valor de R$430 milhões, totalizando R$716 milhões. Os pagamentos
foram realizados com recursos oriundos de uma nova captação, realizada com o próprio Banco do Brasil S.A.,
e complementado com recursos próprios.
A Cemig GT emitiu, em 24 de outubro de 2016, uma Cédula de Crédito Bancário em favor do Banco do
Brasil, no valor total de R$600 milhões de reais, com a finalidade de efetuar pagamento de operações junto ao
próprio Banco. Esse empréstimo possui taxa de juros de 132,90% do CDI a.a. e será pago em 4 parcelas
semestrais, com vencimento final em outubro de 2018.
Revisão do sistema de compliance e de governança corporativa
A Cemig realizou diversas iniciativas para reforçar o seu sistema de compliance e de governança corporativa,
incluindo a revisão de seu código de ética à luz da Lei Anticorrupção Brasileira (Lei nº 12.846 / 2013), da Lei
das Estatais (Lei nº 13.303 / 2016), e a criação de uma Superintendência de Compliance. Além de fornecer
treinamento anticorrupção e fraude a todos os seus funcionários.
Procedimentos criminais envolvendo membros do nosso Conselho de Administração
No dia 5 de janeiro de 2016, o Sr. José Afonso Bicalho Beltrão da Silva, presidente do Conselho de
Administração da Companhia foi condenado pela Justiça Federal (1ª Região) por gestão temerária relacionada
com a concessão de empréstimos irregulares quando era diretor-presidente do Banco do Estado de Minas
Gerais, entre os anos de 1995 e 1998. Em decorrência dessa condenação, ele foi inabilitado para cargos de
gestão ou executivos em instituições financeiras no Brasil por um período de oito anos. Imediatamente após
esse evento, o Sr. José Afonso Bicalho Beltrão da Silva recorreu ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região,
por considerar que o juiz em questão não teria a competência necessária para o caso, uma vez que o Sr. José
Afonso Bicalho Beltrão da Silva é atualmente Secretário de Estado e, por este motivo, o caso deve ser ouvido
e julgado pelo tribunal de apelação do estado de Minas Gerais, e não pela Justiça Federal. O recurso
atualmente está em andamento.
11
Foram objeto de mandados de busca e apreensão e condução coercitiva por parte da Polícia Federal,
relacionados com a Operação Acrônimo, o Sr. Mauro Borges Lemos, ex-ministro do Desenvolvimento e atual
diretor-presidente e vice-presidente do Conselho de Administração da Companhia, no dia 1º de outubro de
2015; e o Sr. Marco Antônio de Rezende Teixeira, Secretário de estado de Minas Gerais (Secretário da Casa
Civil) e membro do Conselho de Administração da Companhia, no dia 23 de setembro de 2016.
A Operação Acrônimo teve início no dia 7 de outubro de 2014 quando uma aeronave privada aterrissou em
Brasília/DF com três passageiros (Benedito Rodrigues de Oliveira Neto, Marcier Trombiere Moreira e Pedro
Medeiros) e as autoridades encontraram um valor não declarado de R$ 116.000,00 em caixa pertencente ao
proprietário da aeronave, Benedito Rodrigues de Oliveira Neto. As companhias de propriedade de Benedito
Rodrigues de Oliveira Neto haviam prestado serviços a certos partidos políticos durante as eleições
presidenciais de 2014, por este motivo, a Polícia Federal deu início a investigações sobre um esquema de
lavagem de dinheiro envolvendo recursos de campanhas políticas por parte de empresas brasileiras, incluindo
aquelas que receberam créditos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). As
razões para os mandados de busca e apreensão ainda não estão esclarecidas, pois os registros da investigação
foram selados pelo Superior Tribunal de Justiça (STJ). A Operação Acrônimo ainda está em andamento e até
a data do presente Relatório Anual não foram emitidos mandados de prisão contra o Sr. Lemos nem contra o
Sr. Teixeira.
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
A Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG é uma sociedade por ações de economia mista,
constituída e existente nos termos das leis da República Federativa do Brasil, ou Brasil. As referências
contidas no presente relatório anual quanto à “CEMIG”, “nós”, “nossa” ou “Companhia” constituem
referência à Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG e às suas subsidiárias consolidadas, exceto
quando a referência seja expressamente à Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG (controladora
apenas) ou conforme exigido pelo contexto. As referências a “real”, “reais” ou “R$” dizem respeito a reais do
Brasil (plural) e ao real do Brasil (singular), moeda corrente oficial do Brasil, ao passo que as referências a
“dólares dos Estados Unidos”, “dólares” ou “US$” se referem a dólares dos Estados Unidos.
Nossos livros e registros são escriturados em reais. Nossas demonstrações financeiras são elaboradas em
conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as Normas Internacionais de Contabilidade,
ou “IFRS”, emitidas pelo Comitê de Normas Internacionais de Contabilidade (“IASB”). Para fins do presente
relatório anual, elaboramos balanços patrimoniais consolidados referentes a 31 de dezembro de 2015 e 2014,
e as correspondentes demonstrações do resultado e lucro abrangente, fluxos de caixa e mutações do
patrimônio líquido relativos aos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013, em reais,
todas em conformidade com as IFRS, conforme emitidas pelo IASB.
A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes auditou nossas Demonstrações Financeiras
consolidadas de 31 de dezembro de 2015 e de 2014 e dos anos findos em 31 de dezembro de 2015, de 2014 e
de 2013; a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes não auditou as Demonstrações Financeiras da
Madeira Energia S.A (empresa na qual a participação direta e indireta é de 18,05% pelo método de
equivalência patrimonial) e da Norte Energia S.A (na qual a participação direta e indireta pelo método de
equivalência patrimonial é de 12,50%). As Demonstrações Financeiras da Madeira Energia S.A. e da Norte
Energia S.A. foram auditadas pela Pricewaterhouse CoopersAuditores Independentes, cujos relatórios
referentes às Demonstrações Financeiras para os anos findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 e de 31
de dezembro de 2015, respectivamente, foram fornecidos à Deloitte Touche Tohmatsu Auditores
Independentes e para a opinião da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes, no que se refere aos
valores incluídos pela Madeira Energia S.A. e pela Norte Energia S.A., com base unicamente nos relatórios da
Pricewaterhousecoopers Auditores Independentes. Os relatórios dos auditores acima mencionados aparecem
em outros pontos do presente Relatório Anual – Formulário 20F.
O presente relatório anual contém conversões de certos valores em reais para dólares dos Estados Unidos a
taxas especificadas tão somente para fins de conveniência do leitor. Ressalvadas as indicações em contrário,
esses valores em dólares dos Estados Unidos foram convertidos a partir de reais à taxa de câmbio de
R$3,1811 para US$1,00, certificada, para fins alfandegários, pelo Conselho do Federal Reserve dos EUA, em
12
31 de Outubro de 2016. Veja a seção “Item 3. Informações Relevantes – Taxas de Câmbio” para obter
informações adicionais relativas a taxas de câmbio. Não podemos garantir que os dólares dos Estados Unidos
poderão ser convertidos em reais, ou que os reais poderão ser convertidos em dólares dos Estados Unidos,
segundo a taxa acima indicada ou por qualquer outra taxa.
3
POSIÇÃO DE MERCADO E DEMAIS INFORMAÇÕES
As informações contidas no presente relatório anual acerca de nossa posição de mercado são, ressalvadas as
indicações em contrário, apresentadas com relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015 e
tomam por base ou são derivadas dos relatórios emitidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica, ou
ANEEL, e pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, ou CCEE.
Certos termos são definidos quando da primeira vez em que são empregados no presente relatório anual.
Conforme aqui empregadas, todas as referências a “GW” e “GWh” constituem referência a gigawatts e
gigawatt- hora, respectivamente, as referências a “MW” e “MWh” constituem referência a megawatts e
megawatt-hora, respectivamente, e as referências a “kW” e “kWh” constituem referência a quilowatts e
quilowatt horas, respectivamente.
Neste relatório anual, os termos “ações ordinárias” e “ações preferenciais” se referem às ações ordinárias e
preferenciais, respectivamente. Os termos “American Depositary Shares de Ações Preferenciais” ou “ADSs
de Ações Preferenciais” referem-se às American Depositary Shares, cada qual representando uma ação
preferencial. Os termos “American Depositary Shares de Ações Ordinárias” ou “ADSs de Ações Ordinárias”
referem-se às American Depositary Shares, cada qual representando uma ação ordinária. Nossas ADSs de
Ações Preferenciais e ADSs de Ações Ordinárias são aqui mencionadas, coletivamente, como “ADSs”, e os
“American Depositary Receipts de Ações Preferenciais,” ou ADRs de Ações Preferenciais, e os “American
Depositary Receipts de Ações Ordinárias,” ou ADRs de Ações Ordinárias, são aqui mencionados,
coletivamente, como “ADRs”.
Em 30 de abril de 2012, uma bonificação de 25,00% foi paga sobre as ações preferenciais e ordinárias. Em 11
de maio de 2012, um ajuste correspondente foi feito às ADSs por meio da emissão de ADSs adicionais. Em
30 de abril de 2013, uma bonificação de 12,85% foi distribuída às ações preferenciais e ordinárias. Em 14 de
maio de 2013, um ajuste correspondente ao número de ADSs das ações preferenciais e ordinárias foi feito
através da emissão adicional de ADS. Em 3 de janeiro de 2014, uma bonificação de 30,76% foi distribuída às
ações preferenciais e ordinárias, com a emissão de novas ações, todas preferenciais. Em 10 de janeiro de
2014, um ajuste correspondente ao número de ADSs das ações preferenciais foi feito através da emissão
adicional de ADS.
As ADSs das ações preferenciais são evidenciadas por ADRs das ações preferenciais, emitidas de acordo com
a Segunda Alteração e Consolidação de Contrato de Depósito, datada de 10 de agosto de 2001, conforme
alterada em 11 de junho de 2007, celebrada entre a Companhia, Citibank, N.A., na qualidade de depositário, e
os detentores e titulares de ADSs das ações preferenciais evidenciadas por ADRs emitidos nos termos do
referido instrumento (a “Segunda Alteração e Consolidação de Contrato de Depósito”). As ADSs de Ações
Ordinárias são representadas por ADRs de Ações Ordinárias, emitidos de acordo com o Contrato de Depósito,
datado de 12 de junho de 2007, celebrado entre nossa Companhia, Citibank, N.A., na qualidade de
depositário, e os titulares ou beneficiários de ADSs de Ações Ordinárias representadas por ADRs de Ações
Ordinárias emitidos (o “Contrato de Depósito das ADSs de Ações Ordinárias” e, juntamente com o Segundo
Aditivo e o Contrato de Depósito Aditado, os “Contratos de Depósito”).
4
DECLARAÇÕES E EXPECTATIVAS FUTURAS
O presente relatório anual inclui declarações e expectativas futuras, principalmente no “Item 3. Informações
Relevantes”, “Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras” e no "Item 11. Divulgações
Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos de Mercado”. Baseamos estas declarações e expectativas futuras em
grande parte em nossas atuais expectativas e projeções sobre acontecimentos futuros e tendências financeiras
que afetam nossos negócios. Estas declarações e expectativas futuras estão sujeitas a riscos, incertezas e
suposições, inclusive, entre outras coisas:
conjuntura econômica, política e comercial geral, principalmente na América Latina, no Brasil, no Estado
de Minas Gerais, ou Minas Gerais, no Estado do Rio de Janeiro, ou Rio de Janeiro, bem como em outros
Estados do Brasil;
inflação e variações cambiais;
cumprimento da regulamentação do setor elétrico do Brasil;
alterações de volumes e padrões de uso de energia elétrica pelo consumidor;
condições concorrenciais nos mercados de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no
Brasil;
nossas expectativas e estimativas referentes a desempenho financeiro, planos de financiamento e efeitos
da concorrência no futuro;
investigações em andamento contra corrupção no Brasil;
nosso nível de endividamento e o perfil do vencimento da nossa dívida;
probabilidade de recebermos pagamento relativo a contas a receber;
tendências previstas no setor de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no Brasil,
especialmente em Minas Gerais e Rio de Janeiro;
alterações dos níveis pluviométricos e hídricos nos reservatórios utilizados para funcionamento das
nossas centrais de geração hidrelétrica;
nossos planos de investimentos de capital;
nossa capacidade de atender nossos clientes de forma satisfatória;
nossa capacidade de renovar nossas concessões, alvarás e licenças em condições tão favoráveis como
aquelas que hoje estão em vigor, ou simplesmente de não renová-las;
regulamentação governamental existente e futura relativa a tarifas de energia elétrica, ao uso de energia
elétrica, à concorrência em nossa área de concessão e a outras questões;
nossa habilidade para integrar as operações das companhias que adquirimos e que podemos vir a adquirir;
políticas existentes e futuras do Governo Federal brasileiro, ao qual nos referimos como Governo
Federal;
políticas existentes e futuras do governo de Minas Gerais, ao qual nos referimos como Governo Estadual,
inclusive políticas que afetam os investimentos por ele realizados em nossa Companhia e os planos do
Governo Estadual quanto à futura expansão da geração, transmissão e distribuição de energia elétrica em
Minas Gerais; e
5
outros fatores de risco apresentados no “Item 3. Informações Relevantes - Fatores de Risco”.
As declarações e expectativas futuras mencionadas acima incluem também informações relativas aos nossos
projetos de expansão de capacidade em andamento, bem como aos que estamos atualmente avaliando. Além
dos riscos e incertezas citados acima, nossos projetos de expansão em potencial implicam riscos de
engenharia, construção, regulatórios e outros riscos significativos que poderão:
atrasar ou impedir a conclusão bem-sucedida de um ou mais projetos;
aumentar os custos de projetos; ou
resultar na falha das instalações para operar ou gerar receitas de acordo com as nossas expectativas.
As palavras “acredita,” “poderá,” “estima,” “continua,” “prevê,” “pretende,” “espera” e palavras similares
destinam-se a identificar declarações e expectativas futuras. Não assumimos a obrigação de atualizar
publicamente ou revisar quaisquer declarações e expectativas futuras em razão de informações novas,
acontecimentos futuros ou por outro motivo. À luz destes riscos e incertezas, as informações, declarações e
expectativas futuras tratadas no presente relatório anual talvez não cheguem a ocorrer. Nossos resultados e
desempenho efetivos poderiam diferir substancialmente daqueles previstos em nossas declarações e
expectativas futuras.
6
PARTE I
Item 1. Identificação de Conselheiros, Diretores e Consultores
Não aplicável.
Item 2. Estatísticas da Oferta e Cronograma Previsto
Não aplicável.
Item 3. Informações Relevantes
Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas
As tabelas a seguir apresentam nossas informações financeiras e operacionais consolidadas selecionadas nas
datas e em relação a cada um dos períodos indicados em conformidade com as IFRS. As informações a seguir
deverão ser lidas em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas, incluindo suas respectivas
notas explicativas, constantes do presente relatório anual e em conjunto com as informações apresentadas no
“Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras” e a “Apresentação das Informações Financeiras”.
As informações financeiras selecionadas de 31 de dezembro de 2015 e 2014, e referentes a cada um dos
exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013, em IFRS, foram resultantes de nossas
demonstrações financeiras consolidadas auditadas e das suas respectivas notas explicativas contidas em outras
seções do presente relatório anual. Os valores em dólares dos Estados Unidos apresentados nas tabelas abaixo
foram incluídos para conveniência do leitor. Ressalvadas as indicações em contrário, esses valores em dólares
dos Estados Unidos foram convertidos a partir de valores em reais à taxa de R$3,1811 por US$1,00, a taxa de
câmbio em 31 de outubro de 2016. O real sofreu historicamente alta volatilidade. Não podemos garantir que
os dólares dos Estados Unidos poderão ser convertidos em reais, ou que os reais poderão ser convertidos em
dólares dos Estados Unidos, à taxa acima indicada ou a qualquer outra taxa. Os dados financeiros
consolidados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011 e para cada anos encerrados em 31 de dezembro de
2012 e 2011 foi derivado de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas não incluídas neste
relatório anual no Formulário 20-F.
Reapresentamos nossas demonstrações financeiras consolidadas dos exercícios encerrados em 31 de
dezembro de 2012 em consequência da adoção, em 1 de janeiro de 2013, do IFRS 11 (Acordos conjuntos), ou
IFRS 11. Retroagimos a aplicação do IFRS 11 aos exercícios 2012 e 2011 para fins de comparação. A adoção
destes novos pronunciamentos impactou diversos itens das nossas demonstrações financeiras consolidadas.
7
Dados Financeiros Selecionados Consolidados em IFRS
Exercício findo em 31 de dezembro de
2015 2015 2014 2013 2012(4)
2011(4)
(em milhões
deUS$)(1)
(em milhões de R$, exceto por informações referentes a
ação/ADS ou se indicado de outra forma)
Dados da demonstração do resultado:
Receita operacional líquida:
Vendas de energia elétrica a consumidores finais ................................................................... 6,387 20,319 14,922 12,597 13,691 12,522
Receita do fornecimento no atacado a outras concessionárias e PROINFA ............................ 694 2,208 2,310 2,144 1,689 1,504
Receita de uso da rede de distribuição de eletricidade (TUSD) .............................................. 461 1,465 855 1,008 1,809 1,771
CVA e Outros Componentes Financeiros ............................................................................... 536 1,704 1,107 – – –
Receita de uso do sistema de concessão de transmissão ......................................................... 82 261 557 404 662 612
Receita de indenização de transmissão ................................................................................... 32 101 420 21 192 –
Receitas de construção ........................................................................................................... 394 1,252 941 975 1,336 1,232
Receita de transações na CCEE ............................................................................................. 762 2,425 2,348 1,193 387 175
Outras receitas operacionais ................................................................................................... 976 3,106 1,706 1,047 506 362
Imposto sobre as receitas e taxas regulatórias ........................................................................ (3,631) (11,549) (5,626) (4,762) (6,135) (5,785)
Total das receitas operacionais líquidas ................................................................................. 6,693 21,292 19,540 14,627 14,137 12,393
Custos e despesas operacionais:
Energia elétrica comprada para revenda ................................................................................. (3,000) (9,542) (7,428) (5,207) (4,683) (3,330)
Taxas para uso das redes básicas de transmissão .................................................................... (314) (999) (744) (575) (883) (748)
Depreciação e amortização .................................................................................................... (262) (835) (801) (824) (763) (786)
Pessoal ................................................................................................................................... (451) (1,435) (1,252) (1,284) (1,173) (1,104)
Gás comprado para revenda ................................................................................................... (330) (1,051) (254) – – –
Royalties pelo uso de recursos hídricos .................................................................................. – – (127) (131) (185) (153)
Serviços terceirizados ............................................................................................................ (283) (899) (953) (917) (906) (858)
Obrigações pós-aposentadoria................................................................................................ (49) (156) (212) (176) (134) (124)
Materiais ................................................................................................................................ (48) (154) (381) (123) (73) (81)
Provisão para perdas operacionais ......................................................................................... (441) (1,402) (581) (305) (671) (166)
Participação nos lucros dos funcionários e diretores............................................................... (43) (137) (249) (221) (239) (219)
Custos de construção ............................................................................................................. (394) (1,252) (942) (975) (1,336) (1,232)
Outras despesas operacionais, líquidas ................................................................................... (143) (455) (527) (493) (481) (327)
Total das despesas operacionais ............................................................................................. (5,758) (18,317) (14,451) (11,231) (11,527) (9,128)
Resultado de Equivalência Patrimonial .................................................................................. 124 393 210 764 865 539
Ganho na diluição da participação em controladas em conjunto ............................................. – – – 284 – –
Lucros Não Realizados na Alienação de Investimento ........................................................... – – – (81) – –
Resultado com Combinação de Negócios .............................................................................. – – 281 – – –
Resultado com Combinação Operacional ............................................................................... 229 729 – – – –
Lucro operacional antes de Receita Financeira (despesas) e Impostos .................................... 1,288 4,097 5,580 4,363 3,475 3,804
Receitas (despesas) financeiras, líquidas ................................................................................ (231) (735) (1,101) (309) 1,629 (640)
Lucro antes de impostos ........................................................................................................ 1,057 3,362 4,479 4,054 5,104 3,164
Despesa de imposto de renda ................................................................................................. (280) (892) (1,342) (950) (832) (749)
Lucro anual ........................................................................................................................... 777 2,469 3,137 3,104 4,272 2,415
Outro lucro (prejuízo) abrangente .......................................................................................... – - – 213 (412) (74)
Resultado abrangente ............................................................................................................. 777 2,469 3,137 3,317 3,860 2,41
Lucro (prejuízo) básico: (2)
.....................................................................................................
Por ação ordinária .................................................................................................................. 0.50 1.96 2.49 2.47 3.40 1.92
Por ação preferencial ............................................................................................................. 0.50 1.96 2.49 2.47 3.40 1.92
Por ADS ................................................................................................................................ 0.50 1.96 2.49 2.47 3.40 1.92
Lucro (prejuízo) diluído:(2)
Por ação ordinária .................................................................................................................. 0.50 1.96 2.49 2.47 3.40 1.92
Por ação preferencial ............................................................................................................. 0.50 1.96 2.49 2.47 3.40 1.92
Por ADS ................................................................................................................................ 0.50 1.96 2.49 2.47 3.40 1.92
8
Exercício findo em 31 de dezembro de
2015 2015 2014 2013 2012(4)
2011(4)
(em milhões
deUS$)(1)
(em milhões de R$, exceto por informações referentes a
ação/ADS ou se indicado de outra forma)
Dados do balanço patrimonial:
Ativo:
Ativo circulante ................................................................................................................ 2.948 9,377 6,554 6,669 8,804 5,768
Ativo imobilizado líquido ................................................................................................ 1.239 3,940 5,544 5,817 6,109 6,392
Ativos intangíveis ............................................................................................................ 3.230 10,275 3,379 2,004 1,874 2,779
Ativos financeiros de concessões ..................................................................................... 836 2,660 7,475 5,841 5,475 3,834
Contas a receber do Governo Estadual de Minas Gerais ................................................... – – – – – –
Outros ativos .................................................................................................................... 4.591 14,628 12,048 9,483 10,308 9,018
Total do ativo ................................................................................................................... 12.844 40,857 35,000 29,814 32,570 29,621
Passivo:
Parcela circulante da dívida de longo prazo ...................................................................... 1.980 6,300 5,291 2,238 6,466 4,504
Outros passivos circulantes .............................................................................................. 1.935 6,152 4,832 3,684 6,332 3,595
Total passivo circulante .................................................................................................... 3.915 12,452 10,123 5,922 12,798 8,099
Dívida de longo prazo ...................................................................................................... 2.787 8,866 8,218 7,219 3,950 6,000
Benefícios empregatícios pós-aposentadoria – longo prazo .............................................. 970 3,086 2,478 2,311 2,575 1,956
Outros passivos de longo prazo ........................................................................................ 894 2,843 2,896 1,724 1,697 1,900
Total passivos de longo prazo .......................................................................................... 4.651 14,795 13,592 11,254 8,222 9,856
Capital acionário .............................................................................................................. 1.979 6,294 6,294 6,294 4,265 3,412
Reservas de capital ........................................................................................................... 605 1,925 1,925 1,925 3,954 3,954
Reservas de lucro ............................................................................................................. 1.661 5,285 2,594 3,840 2,856 3,293
Outros resultados abrangentes .......................................................................................... 32 102 468 579 475 1,007
Participação de acionista não controlador. ........................................................................ 1 4 4 – – –
Total de capital acionário ................................................................................................. 4.278 13,610 11,285 12,638 11,550 11,666
Total de obrigações e capital acionário ............................................................................. 12.844 40,857 35,000 29,814 32,570 29,621
Outros dados:
Ações em circulação básicas:(2)
2015 2014 2013 2012 2011
Ordinárias ................................................................................................... 420,764,639 420,764,639 420,764,639 420,764,639 420,764,639
Preferenciais ............................................................................................... 837,516,297 837,516,297 837,516,297 837,516,297 837,516,297
Dividendos por ação(2)
Ordinárias ................................................................................................... R$0,50 R$0.63 R$1.28 R$2.20 R$1.03
Preferenciais ............................................................................................... R$0,50 R$0.63 R$1.28 R$2.20 R$1.03
Dividendos por ADS(2)
................................................................................ R$0,50 R$0.63 R$1.28 R$2.20 R$1.03
Dividendos por ação(3)(2)
Ordinárias ................................................................................................... US$0.13 US$0.24 US$0.48 US$0.83 US$0.39
Preferenciais ............................................................................................... US$0.13 US$0.24 US$0.48 US$0.83 US$0.39
Dividendos por ADS(3)(2)
............................................................................. US$0.13 US$0.24 US$0.48 US$0.83 US$0.39
Ações em circulação – diluídas: (2)
Ordinárias ................................................................................................... 420,764,639 420,764,639 420,764,639 420,764,639 420,764,639
Preferenciais ............................................................................................... 837,516,297 837,516,297 837,516,297 837,516,297 837,516,297
Dividendos por ação diluída (2)
Ordinárias ................................................................................................... R$0.50 R$0.63 R$1.28 R$2.20 R$1.03
Preferenciais ............................................................................................... R$0.50 R$0.63 R$1.28 R$2.20 R$1.03
Dividendos por ADS diluída (2)
................................................................... R$0.50 R$0.63 R$1.28 R$2.20 R$1.03
Dividendos por ação diluída(3)(2)
Ordinárias ................................................................................................... US$0.13 US$0.24 US$0.48 US$0.83 US$0.39
Preferenciais ............................................................................................... US$0.13 US$0.24 US$0.48 US$0.83 US$0.39
Dividendos por ADS diluída(3)(2)
................................................................. US$0.13 US$0.24 US$0.48 US$0.83 US$0.39
(1) Convertido à taxa de câmbio de US$1.00 para R$3,1811, taxa de câmbio de 31 de outubro de 2016. Veja “— Taxas de Câmbio”. (2) Números por ação foram ajustados para refletir os dividendos sobre as nossas ações em abril de 2015, e números por ADS foram ajustados para refletir
os ajustes correspondentes em nossos ADS. (3) Esta informação é apresentada em dólares dos Estados Unidos na taxa de câmbio em vigor ao final de cada ano. (4) As informações relativas aos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012 e de 2011 foram reajustados para refletir a aplicação do IFRS 11
adotadas a partir de 1º de janeiro de 2013. As informações relativas a 2010 não estão apresentadas de forma ajustada às novas normas contábeis
aplicáveis após 01/01/2013, portanto não são comparáveis aos demais exercícios sociais.
9
Taxas de Câmbio
Em 4 de março de 2005, o Conselho Monetário Nacional (CMN) consolidou o mercado de câmbio comercial
e o mercado de câmbio flutuante em um único mercado de câmbio. Tal regulamentação permite, ainda que
sujeitas a certos procedimentos e disposições normativas específicas, a compra e venda de moeda estrangeira
e a transferência internacional de reais por uma pessoa ou empresa estrangeira, sem limites quanto ao valor.
Adicionalmente, todas as operações de câmbio devem ser realizadas por instituições financeiras autorizadas
pelo Banco Central do Brasil (Banco Central do Brasil ou Banco Central) para operar em tal mercado.
A legislação brasileira dispõe que quando houver (i) um desequilíbrio significativo na balança de pagamentos,
ou (ii) razões relevantes para se prever um desequilíbrio significativo na balança de pagamentos, restrições
temporárias poderão ser impostas sobre as remessas de capital estrangeiro para o exterior. No passado, o
Banco Central interveio ocasionalmente com a finalidade de controlar variações instáveis nas taxas de
câmbio. Não podemos prever se o Banco Central ou o Governo Federal continuarão a permitir que o real
flutue livremente ou se intervirá nas taxas de câmbio. O real poderá se desvalorizar ou valorizar
substancialmente em relação ao dólar dos Estados Unidos e outras moedas no futuro. Flutuações das taxas de
câmbio podem também afetar os valores em dólares dos Estados Unidos recebidos por detentores de ADSs de
ações preferenciais ou de ADSs de ações ordinárias. Realizaremos quaisquer distribuições com relação às
nossas ações preferenciais ou ações ordinárias em reais, e o depositário converterá essas distribuições em
dólares dos Estados Unidos para pagamento aos detentores de ADSs de ações preferenciais ou de ADSs de
ações ordinárias. Não podemos afirmar que tais medidas não serão aplicadas pelo governo brasileiro no
futuro, o que poderia impedir o pagamento de distribuições para detentores de ADSs. Flutuações na taxa de
câmbio também podem afetar o valor equivalente, em dólares dos Estados Unidos, ao preço em reais das
ações preferenciais ou das ações ordinárias na bolsa de valores brasileira em que as mesmas são negociadas.
Flutuações na taxa de câmbio também podem afetar nossos resultados operacionais. Para mais informações
veja a seção “Fatores de Risco – Riscos Relativos ao Brasil – A instabilidade da taxa de câmbio poderá afetar
adversamente nosso negócio, resultados operacionais e situação financeira, bem como o preço de mercado de
nossas ações, ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias”.
As tabelas abaixo apresentam, para os períodos indicados, as taxas de câmbio mínimas, máximas, médias e de
encerramento de período do real, expressas em reais por US$1,00.
Reais por US$1,00
Mês Mínima Máxima Média
Encerramento
de período
Outubro 2015 ....................................................................... 3.7339 4.0003 3.8752 3.8439
Novembro 2015 ................................................................... 3,7048 3,8982 3,7858 3,8982
Dezembro 2015 .................................................................... 3,7264 4,0231 3,8808 3,9593 Janeiro 2016 ......................................................................... 3,9893 4,1299 4,0556 4,0364
Fevereiro 2016 ..................................................................... 3,8785 4,0564 3,9644 3,9793
Março 2016 .......................................................................... 3,5500 3,9475 3,6980 3,5500 Abril 2016 ............................................................................ 3,5040 3,7110 3,5880 3,5360
Maio 2016 ............................................................................ 3.4594 3.6122 3.5403 3.6074
Junho 2016 ........................................................................... 3.2003 3.6030 3.4234 3.2003
Julho 2016 ............................................................................ 3.2350 3.3436 3.2781 3.2380
Agosto 2016 ......................................................................... 3.1292 3.2650 3.2086 3.2470
Setembro 2016 ..................................................................... 3.1962 3.3274 3.2532 3.2434
Outubro 2016 ....................................................................... 3.1193 3.2359 3.1858 3.1811
Exercício encerrado em 31 de dezembro de Mínima Máxima Média
Encerramento
de período
2011 ..................................................................................... 1.5375 1.8865 1.6723 1.8627
2012 ..................................................................................... 1.6997 2.1141 1.9535 2.0476
2013 ..................................................................................... 1.9480 2.4464 2.1570 2.3608 2014 ..................................................................................... 2.1940 2.7306 2.3498 2.6563
2015 ..................................................................................... 2,5644 4.1638 3.3360 3,9593
Fonte: U.S. Federal Reserve Board (Banco Central dos Estados Unidos).
10
Fatores de Risco
O investidor deverá levar em consideração os riscos a seguir, bem como as demais informações contidas
no presente Relatório Anual, ao avaliar o investimento em nossa Companhia.
Riscos Relativos à CEMIG
Não temos certeza se novas concessões serão obtidas, se nossas concessões atuais serão prorrogadas em
termos semelhantes àqueles atualmente em vigor ou se as indenizações recebidas nos eventos de não
prorrogação corresponderão ao valor esperado.
Conduzimos a maioria das nossas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica por
meio de contratos de concessão, celebrados com o Governo Federal. A Constituição Brasileira exige que
todas as concessões de serviços públicos sejam objeto de licitação. Em 1995, em um esforço para
implementar esses dispositivos constitucionais, o Governo Federal instituiu certas leis e regulamentos,
denominados coletivamente como Lei de Concessões, os quais regem os procedimentos de licitação do setor
elétrico.
Em 11 de setembro de 2012, foi editada a Medida Provisória nº 579 de 2012 (‘MP nº 579’), convertida na Lei
nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre a prorrogação das concessões outorgadas antes da Lei nº
9.074, de 07 de julho de 1995. De acordo com a referida norma, tais concessões poderão ser prorrogadas uma
única vez, pelo prazo de até 30 anos, a critério do Poder Concedente, a partir de 12 de setembro de 2012.
Em 04 de dezembro de 2012, a Companhia assinou o segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão de
Transmissão nº 006/1997, o qual prorrogou a concessão por 30 anos, nos termos da Lei nº 12.783/13,
contados a partir de 1º de janeiro de 2013, o que resultou em um ajuste da Receita Anual Permitida (‘RAP’),
diminuindo a receita que nós receberemos em decorrência dessas concessões. O governo brasileiro nos
compensou pela redução da RAP de parte dessas concessões, mas os ativos em operação antes do ano de 2000
ainda não foram compensados. De acordo com a Lei n º 12.783/13, nós seremos compensados pela redução da
RAP dos ativos em operação antes de 2000, em 30 anos, ajustado pelo IPCA (Índice Nacional de Preços ao
Consumidor Amplo).
A Companhia optou por não aderir à prorrogação das concessões de geração que expirariam no período entre
2013 e 2017. Com relação às usinas que teriam a primeira prorrogação das respectivas concessões após edição
da MP nº 579, a saber, Jaguará, São Simão e Miranda, a Companhia entende que o Contrato de Concessão de
Geração nº 007/1997 permite a prorrogação da concessão destas usinas por mais 20 anos sem aplicação de
qualquer restrição.
Com fulcro nesse entendimento, a Cemig Geração e Transmissão impetrou Mandado de Segurança contra ato
do Ministro de Minas e Energia com o objetivo de assegurar o direito dessa companhia relativo à prorrogação
do prazo de concessão da Usina Hidrelétrica de Jaguará (‘UHE Jaguará’), nos termos da Cláusula 4ª do
Contrato de Concessão nº 007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº
12.783/2013.
O Superior Tribunal de Justiça (STJ) proferiu sentença sobre o Mandado de Segurança No.20.432/DF
impetrado pela CEMIG GT com o fim de pedir anulação da decisão do Ministério de Minas e Energia, pela
qual indeferiu, no mérito, a solicitação da Cemig GT de prorrogação do seu período de concessão para operar
a Usina Hidrelétrica de Jaguará. A decisão do Tribunal foi denegar a solicitação da Cemig GT, por uma
maioria de 6 votos a 2.
No dia 21 de dezembro de 2015, o Supremo Tribunal Federal do Brasil (STF) concedeu liminar favorável no Pedido
de Ação Cautelar nº 3980/DF movido contra o governo federal brasileiro pela Cemig GT, de forma a possibilitar que
continue no controle da operação comercial da Hidrelétrica Jaguará até que uma decisão final seja proferida. Esta
solicitação busca a suspensão dos efeitos da referida decisão da Primeira Seção do Superior Tribunal de Justiça (STJ),
que indeferiu o pedido de Mandado de Segurança No. 20.432/DF.
11
Pelos mesmos fundamentos e na iminência do vencimento do prazo originalmente previsto para que findasse
a concessão da Usina Hidrelétrica de São Simão (‘UHE São Simão’), a Cemig Geração e Transmissão
impetrou Mandado de Segurança contra ato do Ministro de Minas e Energia com o objetivo de assegurar o
direito dessa companhia relativo à prorrogação do prazo da referida concessão, nos termos da Cláusula 4ª do
Contrato de Concessão nº 007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº
12.783/2013. A Companhia obteve provimento liminar para permitir sua continuidade no controle da
exploração da UHE São Simão até o julgamento final. Em 30 de junho de 2015, o Ministro Mauro Campbell
do STJ revogou o Mandado de Segurança garantido à Cemig Geração e Transmissão que assegurava a
manutenção da concessão da UHE São Simão. A Usina Hidrelétrica de São Simão está provisoriamente sob a
responsabilidade da Cemig GT até a realização de um leilão para sua concessão.
No âmbito da classificação que a Companhia adota para as ações judiciais nas quais está envolvida – segundo
seja a perda da ação avaliada como ‘provável’, ‘possível’ ou ‘remota’ – a Companhia classificou a chance de
perda nestas ações como ‘possível’, refletindo sua natureza e a complexidade em questão neste caso
específico. O caso contém diversos elementos particulares configuradores da contingência: (i) a singularidade
do Contrato de Concessão nº 007/1997; (ii) o ineditismo da matéria; e (iii) que as ações propostas também se
configuram em leading case na discussão do Judiciário sobre a prorrogação de concessões.
No dia 10 de junho de 2016, Cemig GT, uma subsidiária integral da Cemig, interpôs um requerimento junto à
Aneel de prorrogação de 20 anos do período de concessão da Usina Hidrelétrica Miranda (a ‘Usina Miranda’),
cuja expiração está prevista para dezembro de 2016. No dia 12 de julho de 2016, a Aneel decidiu encaminhar
os autos do processo “ao Ministério de Minas e Energia, com a recomendação de não conhecer do pedido
formulado pela Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig GT, com vistas à prorrogação do prazo de
vigência da concessão da Usina Hidrelétrica Miranda, por ter sido formulado fora do prazo estipulado pela
Lei 12.783/2013.” A Companhia está considerando as medidas jurídicas ou administrativas cabíveis e deve
manter seus acionistas e o mercado informados sobre eventos relevantes para esta questão.
Com relação às demais usinas de geração cujo vencimento das concessões se dá no período de 2013 a 2017,
que já passaram por um processo de prorrogação em conformidade com as condições estabelecidas no
Contrato de Concessão 007/1997, incluindo as usinas de geração Três Marias, Salto Grande, Itutinga,
Camargos, Piau, Gafanhoto, Peti, Tronqueiras, Joasal, Martins, Cajuru, Paciência, Marmelos, Sumidouro,
Anil, Poquim, Dona Rita and Volta Grande optamos por devolvê-las à autoridade concedente (ou seja, por
não solicitar prorrogação, nos termos da Medida Provisória 579 de 11 de setembro de 2012) (‘MP 579’).
Em relação a Sumidouro, Anil e Poquim, a ANEEL decidiu extinguir a concessão e, tendo em vista a
capacidade de tais plantas (menos de 3 MW), elas foram consideradas aptas para um regime de registro e os
ativos não foram devolvidos ao governo federal.
Depois disso a Cemig GT participou do leilão de Concessões de Usinas Hidrelétricas sob Regime de Cotas
realizado no dia 25 de novembro de 2015, saindo vencedora de concessões de 18 usinas de geração
hidrelétrica. Dentre estas 18 usinas hidrelétricas, a CEMIG GT já operava 14 delas (Três Marias, Salto
Grande, Itutinga, Camargos, Piau, Gafanhoto, Peti, Tronqueiras, Joasal, Martins, Cajuru, Paciência, Marmelos
e Dona Rita). Além dessas, a Cemig obteve a concessão de quatro novas usinas hidrelétricas: Ervália, Coronel
Domiciano, Sinceridade e Neblina. Os novos ativos elevaram em quase 50 MW a capacidade de geração de
energia da Companhia. O total gerado pelas 18 usinas hidrelétricas é de aproximadamente 700 MW.
O percentual da garantia física destinado à conta ACR foi de 100% de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2016
e 70% a partir de 1º de janeiro de 2017. Os contratos foram executados após o pagamento de uma taxa de
outorga de concessão de R$2.216 milhões, da seguinte forma: 1ª parcela em 31 de dezembro de 2015 e
segunda parcela em até 180 dias corridos, contados a partir da celebração do contrato, atualizada pela taxa
Selic a partir da data do pagamento da primeira parcela até a data do pagamento da segunda parcela.
A remuneração global a receber da CEMIG GT pelo serviço de geração nas usinas é de
R$498.694.000,00/ano, compreendendo dois componentes: Custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) e
Retorno da Bonificação pela Outorga (RBO).
12
Em relação às concessões de distribuição, o novo contrato de concessão, com prazo de trinta anos, impõe
condições de eficiência para a empresa de distribuição, tratadas em duas dimensões: a qualidade do serviço e
a sustentabilidade econômico-financeira. O não cumprimento das condições por dois anos consecutivos ou
qualquer um dos limites, ao final dos primeiros cinco anos irá resultar na extinção da concessão. Além disso,
o não-cumprimento das metas globais dos indicadores coletivos de continuidade pode levar a restrições no
pagamento de dividendos e/ou juros sobre o capital próprio, enquanto a não conformidade com os indicadores
de sustentabilidade econômico-financeira pode causar a necessidade de contribuições de capital por parte dos
acionistas controladores.
Em 2014, depois de uma decisão da ANEEL de alterar os contratos de concessão e permissão de distribuição
de energia elétrica do Brasil, firmamos para cada um dos nossos contratos de concessão de distribuição um
Quarto Aditamento, que estabeleceu uma garantia de que valores registrados na Conta de Compensação de
Variação de Valores de Itens da Parcela ‘A’ (ou CVA), e outros componentes financeiros, seriam
incorporados à base para indenização especificada no caso de a concessão de distribuição ser extinta por
qualquer razão.
Em 21 de dezembro de 2015, a Cemig Distribuição S.A. (‘Cemig D’) executou o Quinto Aditamento a cada
um dos contratos de concessão de distribuição, estabelecendo o reagrupamento das concessões conforme o
estabelecido no âmbito do Contrato de Concessão 002/1997, Contrato de Concessão 003/1997, Contrato de
concessão 004/1997, Contrato de concessão 005/1997, e prorrogação das concessões a partir de 1º de janeiro
de 2016 até 31 de dezembro de 2045.
À luz do grau de discricionariedade conferido ao Governo Federal, em relação aos novos contratos de
concessão, ao que diz respeito à prorrogação de concessões existentes, bem como pelas recentes disposições
estabelecidas por meio da MP nº 579/2012 e, consequentemente por meio da Lei 12.783/2013para os
negócios de distribuição, geração e transmissão, não podemos garantir que: (i) novas concessões serão
obtidas, (ii) nossas concessões atuais serão prorrogadas nos mesmos termos atualmente em vigor e (iii) as
indenizações recebidas nos eventos de não prorrogação correspondam ao valor esperado. Neste contexto,
ocorrências desfavoráveis em relação às concessões poderão afetar adversamente nosso negócio, resultados
operacionais e situação financeira.
Estamos sujeitos a uma extensa e incerta legislação e regulamentação governamental e eventuais alterações
podem causar um impacto adverso relevante sobre nossos negócios, resultados operacionais e condição
financeira.
O Governo Federal vem implementando políticas que têm impacto de longo alcance sobre o setor energético
brasileiro, em particular, o setor elétrico. Como parte da reestruturação do setor, a Lei Federal nº 10.848, de
15 de março de 2004, ou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, introduziu uma nova estrutura regulatória
para o setor elétrico brasileiro.
Essa estrutura regulatória vem sofrendo diversas alterações ao longo dos últimos anos sendo as modificações
mais recentes inseridas via Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/13, que dispõe sobre a
prorrogação das concessões outorgadas antes da Lei nº 9.074 de 07 de julho de 1995. De acordo com a
referida norma, tais concessões poderão ser prorrogadas uma única vez, pelo prazo de até 30 anos, a critério
do Poder Concedente a partir de 12 de setembro de 2012.
Alterações na legislação ou na regulamentação relativas ao setor elétrico brasileiro poderão afetar
desfavoravelmente nossa estratégia negócios e condução de nossas atividades na medida em que não formos
capazes de anteciparmos as novas condições ou não consigamos absorver os novos custos ou repassá-los aos
clientes.
13
Nossas controladas podem sofrer intervenção do Poder Público com o fim de assegurar a adequação na
prestação de serviços ou ser penalizadas pela ANEEL em função do descumprimento de seus contratos de
concessão ou autorizações concedidas a elas, o que poderá resultar em multas, outras penalidades e,
dependendo da gravidade do descumprimento, encampação dos contratos de concessão ou revogação das
autorizações.
Realizamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica nos termos de
contratos de concessão, celebrados com o Governo Federal, por intermédio da ANEEL, e/ou nos termos das
autorizações concedidas às companhias do grupo CEMIG, conforme o caso. A ANEEL poderá nos impor
penalidades caso deixemos de observar qualquer disposição dos contratos de concessão, inclusive aquelas
relativas à observância dos padrões de qualidade estabelecidos. Dependendo da gravidade da inobservância,
essas penalidades poderão incluir:
Multas por quebra contratual de até 2,0% das receitas da concessionária no exercício encerrado
imediatamente anterior à data do inadimplemento contratual;
Liminares atinentes à construção de novas instalações e equipamentos;
Restrições à operação das instalações e equipamentos existentes;
Suspensão temporária no que tange à participação em processos licitatórios para outorga de novas
concessões por um período de até dois anos;
Intervenção pela ANEEL na administração da concessionária infratora;
Revogação da concessão.
Ademais, o Governo Federal tem poderes para revogar qualquer uma de nossas concessões ou autorizações
antes do encerramento do prazo da concessão, no caso de falência ou dissolução, ou por meio de encampação,
por razões de interesse público. Pode ainda intervir nas concessões com o fim de assegurar a adequação na
prestação dos serviços, bem como o fiel cumprimento das disposições contratuais, regulamentares e legais
pertinentes, além de interferir nas operações e receitas provenientes das operações das instalações da
Companhia e de suas controladas.
Atrasos na implementação e construção de novos projetos de energia podem ainda resultar na imposição de
penalidades regulatórias por parte da ANEEL, que, de acordo com a Resolução da ANEEL nº 63, de 12 de
maio de 2004, poderão consistir em desde notificações até o vencimento antecipado de tais concessões ou
autorizações.
A ANEEL poderá impor multas e até mesmo revogar nossas concessões ou autorizações na hipótese de
violação dos contratos de concessão ou das autorizações. Qualquer indenização que venhamos a receber
quando da rescisão do contrato de concessão ou da revogação das autorizações poderá não ser suficiente para
compensar o valor integral de certos investimentos. Se quaisquer dos contratos de concessão forem
rescindidos por nossa culpa, o valor efetivo da indenização poderá ser reduzido em função de multas ou outras
penalidades. A rescisão de nossos contratos de concessão ou a imposição de penalidades poderá afetar
adversamente nosso negócio, resultados operacionais e situação financeira da Companhia.
Além disso, a partir de 2016 passaram a valer as regras do novo contrato de distribuição. Que contém novas
metas para qualidade do serviço e sustentabilidade econômico-financeira da empresa, que devem ser
cumpridas ao longo dos 30 anos de concessão. A avaliação das metas será anual e, em caso de
descumprimento, poderá ser obrigatória a realização de aporte de capital por parte dos sócios controladores da
distribuidora; ou poderá implicar na limitação de distribuição de dividendos ou no pagamento de juros sobre o
capital próprio.
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Podemos não conseguir implementar tempestivamente, ou sem incorrer em custos não previstos, as
estratégias contidas no nosso Plano Diretor1, com potenciais consequências adversas para nossos negócios,
resultados operacionais e situação financeira.
Nossa capacidade para atingir objetivos estratégicos depende, em grande parte, da implementação bem-
sucedida, tempestiva, e com boa relação custo/benefício do nosso Plano Diretor. Alguns dos fatores que
podem afetar essa implementação são:
Capacidade para gerar fluxo de caixa ou obter financiamentos futuros necessários para implementação
dos projetos;
Atrasos na entrega de equipamentos pelos fornecedores;
Atrasos resultantes de falhas de fornecedores ou terceiros no cumprimento de suas obrigações
contratuais;
Alterações significativas nos cenários econômico, regulatório, hidrológico, entre outros.
Eventuais atrasos, a exemplo dos citados, ou aumentos significativos em nossos custos podem retardar ou
impedir a implementação bem-sucedida de nosso Plano Diretor, o que pode implicar em resultados adversos
em nossos negócios, resultados operacionais e situação financeira.
É possível que a Companhia enfrente dificuldades em manter os resultados esperados no plano de negócios, quando
da aquisição, de empresas que venha a adquirir ou que tenha adquirido recentemente, o que pode ser prejudicial ao
seu negócio, condição financeira e resultados operacionais.
A Companhia vem adquirindo participações em empresas, e pode no futuro manter perfil de expansão dos
negócios. Entretanto, é possível que a Companhia não obtenha os benefícios esperados com estas aquisições.
O processo de integração de qualquer negócio adquirido pode sujeitar a Companhia a determinados riscos,
tais como: despesas não previstas, não sermos capazes de integrar as atividades das empresas adquiridas
visando obter economias de escala e ganhos de eficiência esperados, potenciais atrasos relacionados à
integração das operações das sociedades, exposição a potenciais contingências não esperadas, e reivindicações
legais feitas ao negócio adquirido antes de sua aquisição. A Companhia pode não ser bem-sucedida ao lidar
com estes ou outros riscos ou problemas relacionados às operações mais recentes ou a qualquer outra
operação de aquisição futura. A inabilidade da Companhia em integrar suas operações com sucesso, ou
qualquer atraso significativo em alcançar esta integração pode afetá-la adversamente.
Há restrições à nossa capacidade de reinvestimento e endividamento o que pode afetar adversamente nosso
negócio, resultados operacionais e situação financeira.
Estamos sujeitos a certas restrições relativas à nossa capacidade de reinvestimento e captação de recursos
junto a terceiros, o que poderá nos impedir de celebrar novos contratos para financiamento de nossas
operações ou para refinanciamento de nossas obrigações existentes e afetar adversamente nosso negócio,
resultados operacionais e situação financeira.
No que tange ao reinvestimento, nosso Estatuto Social estabelece que podemos utilizar até 40,0% de nosso
LAJIDA (lucro antes dos juros, imposto de renda, depreciação e amortização), em cada exercício social, em
investimentos de capital e aquisições. Nossa capacidade para implementar nosso programa de investimentos
depende de diversos fatores, que incluem a capacidade de cobrar tarifas adequadas por nossos serviços, o
acesso ao mercado de capitais doméstico e internacional, e uma gama de fatores operacionais e de outras
naturezas. Ademais, os planos de expansão de nossa capacidade de geração e transmissão estão sujeitos a
processo licitatório regido pela Lei de Concessões (Lei nº 8.666/93).
Com relação aos empréstimos junto a terceiros: (i) na qualidade de companhia estatal, estamos sujeitos a
regras e limites atinentes ao nível de crédito aplicável ao setor público, emitidos pelo Conselho Monetário
1 Contém o planejamento estratégico de longo prazo e os fundamentos e as metas, objetivos e resultados a serem perseguidos e atingidos
pela Companhia. É revisto anualmente pela Diretoria Executiva e aprovado pelo Conselho de Administração.
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Nacional - CMN e pelo Banco Central do Brasil – BACEN; e (ii) também por atuarmos no setor elétrico,
estamos sujeitos à regras e limites estabelecidos pela ANEEL que tratam do endividamento das empresas do
setor elétrico. Estes órgãos fixam certos parâmetros e sinalizadores para que as instituições financeiras
possam oferecer crédito a companhias do setor público ou elétrico. As empresas estatais, por exemplo, podem
apenas utilizar os recursos decorrentes de transações externas com bancos comerciais (dívidas, incluindo
títulos) para refinanciar obrigações financeiras ou em operações garantidas por duplicatas de venda mercantil.
Outra determinação existente é a necessidade de aprovação do Ministério da Fazenda e do BACEN antes de
realizar certas transações financeiras internacionais, sendo tal aprovação geralmente concedida apenas se o
propósito da transação for financiar a importação de bens ou rolar nossa dívida externa. Como resultado
dessas regras, nossa capacidade de endividamento fica limitada.
Além disso, o registro de empréstimos com obrigações ou cláusulas, financeiras ou similares (covenants), pode restringir nossa flexibilidade operacional. Registramos hoje contratos de financiamento com esse perfil junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. Na hipótese de descumprimento por nossa parte de uma obrigação contida em algum desses contratos de financiamento, devemos reforçar as garantias de financiamento, sob pena de ter o contrato vencido antecipadamente. No passado, descumprimos alguns covenants financeiros, com condições mais restritivas que as atuais, atrelados a operações de crédito já liquidadas. Apesar de termos sido capazes de obter renúncias de nossos credores com relação a tais descumprimentos, nenhuma garantia pode ser dada de que seremos bem-sucedidos em obter alguma renúncia no futuro.
Por fim, nosso Estatuto Social expressa a obrigação de mantermos determinados indicadores financeiros, inclusive relacionados a endividamento e reinvestimento, dentro de certos limites, o que pode afetar nossa flexibilidade operacional. Nos anos de 2014 e 2015, determinados limites a indicadores financeiros previstos em nosso Estatuto Social foram ultrapassados, mediante a aprovação da Assembleia Geral de Acionistas.
Programas de investimentos e aquisições exigirão capital adicional que poderá não estar disponível em
termos e condições aceitáveis.
Necessitaremos de recursos para financiar as aquisições e investimentos. Entretanto, não podemos garantir que teremos recursos próprios ou que seremos capazes de obter tais fundos tempestivamente e nos montantes necessários ou a taxas competitivas (emissão de títulos de dívida ou captação de empréstimos) para financiar os investimentos e as nossas aquisições. Se não formos capazes de obter recursos conforme planejado, poderemos não ser capazes de satisfazer nossos compromissos de aquisição e nosso programa de investimento poderá sofrer atrasos ou mudanças significativas, o que poderia prejudicar nossos negócios, condição financeira ou perspectivas futuras.
A redução na nossa classificação de risco de crédito pode afetar de modo adverso a disponibilidade de novos
financiamentos e aumentar nosso custo de capital.
As agências de classificação de risco de crédito Fich Ratings, Moody’s, e Standard and Poor’s atribuem, cada
uma, notas (Rating) à Companhia e seus títulos de dívida sob as perspectivas nacional e global.
Os Ratings refletem, entre outros fatores: a perspectiva para o setor elétrico brasileiro, as condições hídricas do país, a conjuntura política e econômica, risco país, e a nota de classificação de risco e perspectivas para o controlador da Companhia, o Estado de Minas Gerais. Caso nossos Ratings sejam rebaixados devido a qualquer fator externo, desempenho operacional ou níveis de dívida elevados, um cenário possível seria a elevação do custo de capital e/ou inclusão de covenants financeiros nos instrumentos que regulem novas dívidas. Além disso, nossos resultados operacionais, financeiros, e a disponibilidade de financiamentos futuros poderiam ser adversamente impactados.
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Interrupções das operações ou degradação da qualidade de nossos serviços, ou de nossas controladas,
poderão ter efeito adverso sobre nossos negócios, condição financeira e resultados operacionais.
A operação de complexas redes e sistemas de transmissão, geração e distribuição de energia elétrica envolve
diversos riscos, tais como dificuldades operacionais e interrupções inesperadas, causadas por acidentes,
quebras ou falhas de equipamentos ou processos, desempenho abaixo dos níveis esperados de disponibilidade
e eficiência dos ativos, catástrofes como explosões, incêndios, fenômenos naturais, deslizamentos, sabotagem,
vandalismo, entre outros eventos similares. Além disso, decisões operativas por parte das autoridades
responsáveis pela rede de energia elétrica, o meio ambiente, as operações e outras questões que afetem a
geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica podem ter efeito adverso sobre o funcionamento e
rentabilidade das operações dos nossos sistemas de geração, transmissão e distribuição. No caso de ocorrência
desses fatores, nossa cobertura de seguro poderá ser insuficiente para cobrir integralmente os custos e perdas
que poderemos incorrer em razão de danos causados a nossos ativos.
Ademais, as receitas que a Companhia e suas controladas auferem em decorrência da implementação,
operação e manutenção de suas instalações estão relacionadas à disponibilidade dos equipamentos e ativos e à
qualidade (continuidade e atendimento dentro das exigências regulatórias) dos serviços. De acordo com os
respectivos contratos de concessão, a Companhia e suas controladas estão sujeitas à: (i) redução de suas
respectivas Parcelas B (em função do aumento do componente ‘Q’ do Fator X) quando da revisão tarifária das
distribuidoras; (ii) à redução de suas respectivas Receitas Anuais Permitidas (‘RAP’) em relação às empresas
de transmissão de energia elétrica; (iii) à impactos sobre o fator de indisponibilidade (FID) e a energia
assegurada das instalações de geração; e, (iv) à aplicação de penalidades e pagamento de compensações
dependendo da abrangência, gravidade e duração da indisponibilidade dos serviços e equipamentos. Desse
modo, interrupções em nossas instalações de geração, de transmissão, de distribuição, ou em subestações e
redes poderão causar um efeito adverso relevante em nossos negócios, condição financeira e resultados
operacionais.
Os resultados operacionais e financeiros das companhias afiliadas nas quais investimos podem afetar
negativamente nossas estratégias, resultados operacionais e condições financeiras.
Mantemos participações de capital e realizamos negócios através de várias companhias afiliadas, incluindo a
aquisição de ativos significativos em geração e transmissão de energia elétrica (para obter mais informações,
favor consultar “Item 4. Informações sobre a Companhia – Constituição e Histórico”). O desenvolvimento das
nossas companhias afiliadas, tais como Taesa, Light, Renova e Aliança Geração, pode ter um impacto
significativo sobre nossos negócios e resultados operacionais, uma vez que nossa capacidade de fazer frente a
obrigações financeiras está relacionada em parte com o fluxo de caixa e os lucros das nossas subsidiárias e a
distribuição ou outras transferências para nós de tais lucros na forma de dividendos ou outros adiantamentos e
pagamentos.
Além disto, algumas das nossas subsidiárias podem no futuro ser partes em acordos de crédito que exijam que
qualquer endividamento dessas subsidiárias junto a nós seja subordinado ao endividamento objeto de tais
acordos de crédito. Nossas subsidiárias são pessoas jurídicas separadas. Qualquer direito que possamos ter em
relação ao recebimento de ativos de qualquer subsidiária ou outros pagamentos em face de liquidação ou
reorganização da mesma deverá ser efetivamente subordinado a exigências dos credores de tal subsidiária
(incluindo autoridades tributárias, credores comerciais e emprestadores a tais subsidiárias), exceto nos casos
em que sejamos o credor de tal subsidiária, e em tais circunstâncias, nossas exigências ainda estariam
subordinadas a qualquer participação de capital nos ativos de tal subsidiária, e no endividamento da mesma,
que seja prioritário em relação ao que venhamos a deter.
E ademais, em virtude de não controlarmos a administração de várias dessas subsidiárias, as práticas de gestão
das mesmas podem não estar alinhadas com as nossas. Qualquer deterioração nos resultados operacionais ou
nas condições financeiras de qualquer subsidiária ou quaisquer sanções ou penalidades impostas sobre elas
podem ter um impacto negativo sobre nossos resultados operacionais ou sobre nossas condições financeiras.
17
Atrasos no processo de implantação de empreendimentos, na expansão das instalações, nos novos
investimentos e as capitalizações em nossas empresas de geração, transmissão e distribuição poderão afetar
adversamente nosso negócio, resultados operacionais e situação financeira.
Atualmente nos dedicamos à construção e ampliação de usinas, linhas de transmissão, linhas de distribuição,
redes de distribuição e subestações, bem como, à avaliação de outros potenciais projetos de expansão. A
conclusão dos empreendimentos dentro das premissas estabelecidas em seus Planos de Negócio e também dos
projetos de expansão, novos investimentos e as devidas capitalizações dentro do prazo e de determinado
orçamento, sem efeitos econômicos adversos, está sujeita a vários riscos. Como exemplos, podemos citar:
Problemas diversos na fase de planejamento e construção de projetos de expansão ou de novos
investimentos (exemplos: paralisações de trabalho, atrasos de fornecedores de materiais e serviços,
demora nos processos licitatórios, embargos de obras, condições geológicas e meteorológicas
imprevistas, incertezas políticas e ambientais, liquidez dos parceiros, contratados e subcontratados);
Desafios regulatórios ou legais que protelem a data inicial de operação de projetos de expansão;
Novos ativos poderão operar abaixo da capacidade projetada ou os custos para sua operação/instalação
poderão ser maiores do que o previsto;
Dificuldade de obtenção de capital de giro adequado para financiar os projetos de expansão.
Demandas ambientais e reivindicações da população durante a construção de usinas de geração, linhas de
transmissão, linhas de distribuição, redes de distribuição e subestações.
Poderemos incorrer de violação da meta de DEC o que implica no risco de perda da concessão uma vez
que o contrato prevê que o descumprimento das metas dos indicadores de qualidade por 2 anos
consecutivos ou no 5º ano acarretará a abertura de processo de caducidade da concessão.
Caso enfrentemos esses problemas ou outros relacionados a novos investimentos ou à expansão de nossa
capacidade de geração, transmissão ou distribuição, poderemos incorrer em aumento de custos, ou, talvez, na
redução da rentabilidade originalmente prevista para os projetos.
Temos passivos consideráveis e estamos expostos a limitações de liquidez de curto prazo, fato que poderia
tornar difícil para nós obter financiamento para os investimentos planejados por nós, e poderia impactar
negativamente nossas condições financeiras e nossos resultados operacionais.
A fim de financiar os investimentos de capital necessários para fazer frente aos nossos objetivos de
crescimento de longo prazo, incorremos em um total substancial de endividamento. Como nosso fluxo de
caixa de operações nos últimos anos não tem sido suficiente para financiar nossos investimentos de capital,
serviço da dívida e pagamento de dividendos, nossa dívida tem se elevado significativamente desde 2012.
Nosso endividamento total (incluindo juros diferidos) cresceu 12,2% atingindo R$ 15,167 bilhões em 31 de
dezembro de 2015, comparado a R$ 13,509 bilhões em 31 de dezembro de 2014 e R$ 9,457 bilhões em 31 de
dezembro de 2013. Nossa dívida – líquida de caixa, equivalentes de caixa e títulos comerciáveis – teve
elevação de 1,6% totalizando R$ 11,815 bilhões em 31 de dezembro de 2015, comparado a R$ 11,628 bilhões
em 31 de dezembro de 2014 e R$ 6,322 bilhões em 31 de dezembro de 2013. Sendo que 87,0% da nossa
dívida existente atualmente (principal), que perfaz R$ 13,190 bilhões, tem vencimentos dentro dos próximos
cinco anos. A fim de fazer frente aos nossos objetivos de crescimento, manter nossa capacidade de financiar
nossas operações e amortizar nossa dívida dentro dos vencimentos, necessitaremos captar um montante
significativo de capital junto a uma ampla variedade de fontes de recursos.
Para o serviço da nossa dívida, após atingir nossas metas de investimentos de capital, nos baseamos e
deveremos continuar nos baseando em uma combinação de fluxos de caixas derivados das nossas operações,
utilização das linhas de crédito disponíveis, nosso saldo de caixa e investimentos financeiros de curto prazo,
bem como de endividamento adicional. Qualquer redução adicional das nossas classificações de crédito pode
ter consequências adversas sobre nossa capacidade de obter financiamento ou pode produzir impactos sobre
nossos custos de financiamento, tornando, além disso, mais difícil ou elevando o custo do refinanciamento
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das obrigações que estejam vencendo. Se, por qualquer razão, formos defrontados com dificuldades
persistentes ao acessar financiamento para o nosso endividamento, isto poderia prejudicar a nossa capacidade
de realizar os investimentos de capital nos montantes necessários para manter o nosso atual nível de
investimentos ou as nossas metas de longo prazo, podendo prejudicar a nossa capacidade de cumprir
pontualmente os pagamentos das nossas obrigações de amortização do principal e dos juros frente aos nossos
credores, uma vez que o nosso fluxo de caixa de operações atualmente é insuficiente para financiar
paralelamente ambos, os investimentos de capital planejados e o total das obrigações do serviço da nossa
dívida. A redução do nosso programa de investimentos de capital ou a venda de ativos poderia afetar
significativamente os nossos resultados operacionais.
Somos controlados pelo Governo Estadual, o qual poderá ter interesses diversos dos interesses dos demais
investidores ou da Companhia.
Na qualidade de acionista controlador, o governo do Estado de Minas Gerais exerce influência substancial
sobre a orientação estratégica dos nossos negócios. Atualmente, ele detém 51% das nossas ações ordinárias e,
consequentemente, tem o direito à maioria dos votos nas deliberações tomadas nas assembleias gerais,
podendo: (i) eleger a maioria dos membros do Conselho de Administração; e, (ii) aprovar as matérias que
exijam quorum qualificado dos nossos acionistas. Incluindo transações com partes relacionadas,
reorganizações societárias e época de pagamento de quaisquer dividendos.
O Governo Estadual, na sua qualidade de acionista controlador, tem capacidade para orientar a Companhia a
se dedicar a atividades e efetuar investimentos destinados à promoção de seus próprios objetivos econômicos
ou sociais, os quais poderão não estar estritamente alinhados à estratégia da Companhia.
A matriz brasileira de produção de energia elétrica é altamente dependente de usinas hidrelétricas, que por
sua vez dependem das condições climáticas para produzir energia.
Como é amplamente conhecido, o sistema gerador brasileiro se caracteriza pela predominância hidrelétrica –
aproximadamente 65% da capacidade instalada total. As vantagens da energia hidrelétrica também são
bastante divulgadas: é um recurso renovável e permite evitar gastos substanciais com combustíveis nas usinas
termelétricas. Por outro lado, a principal dificuldade no uso deste recurso provém da variabilidade das
afluências às usinas. Há variações substanciais nas vazões mensais (sazonalidade) e no total afluente ao longo
do ano, que depende fundamentalmente da quantidade de precipitação ocorrida durante cada estação chuvosa.
Condições hidrológicas adversas no sudeste brasileiro ocasionaram escassez hídrica nos Estados de São
Paulo, Minas Gerais e Rio de Janeiro. Estas condições poderão se agravar durante o período seco,
compreendido entre os meses de abril e setembro. Isso poderá também ocasionar um racionamento do
consumo da água e, consequentemente, de energia elétrica.
Para contornar essa dificuldade, o sistema brasileiro possui um parque térmico complementar com cerca de
28% da sua capacidade total de produção de energia elétrica. Possui também reservatórios de acumulação
com o objetivo de transferir água do período úmido para o período seco, e de um ano para outro. No entanto,
estes mecanismos não são capazes de absorver todas as consequências adversas de uma escassez hídrica
prolongada, como a que vem sendo observada desde 2014.
A operação de todo o sistema é coordenada pelo Operador Nacional do Sistema – ONS. Sua principal função
é operar de forma ótima os recursos disponíveis, minimizando o custo de operação e os riscos de falta de
energia. No caso de períodos hidrológicos desfavoráveis, o ONS poderá reduzir a geração das usinas
hidrelétricas e aumentar a geração termelétrica, o que acaba trazendo maior custo para os geradores
hidrelétricos, a exemplo do que ocorreu em 2014 e 2015. Nas Companhias distribuidoras, este aumento de
custos gera aumento no preço da compra da energia que nem sempre é repassado ao consumidor diretamente,
gerando descasamento dos fluxos de caixa, com efeito adverso nos negócios, e condições financeiras. Além
disso, em casos extremos de escassez de energia devido a situações hidrológicas adversas, o sistema poderá
passar por racionamento, o que poderá resultar principalmente em diminuição do fluxo de caixa.
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A fim de mitigar o impacto da sazonalidade da geração das usinas hidráulicas, foi criado o Mecanismo de
Realocação de Energia - MRE. Esse mecanismo compartilha a geração de todas as usinas hidráulicas do
sistema de forma a compensar a falta de geração de uma usina com a sobra de outra usina, desta forma
completando a geração necessária de todas as usinas do MRE. No entanto este mecanismo não é capaz de
mitigar todo o risco dos agentes geradores, pois quando há um cenário hidrológico muito adverso e o conjunto
das usinas não consegue atingir a soma de suas Garantias Físicas, esse mecanismo faz então um ajuste na
Garantia Física de cada usina por meio do Fator de Ajuste da Garantia Física – GSF, levando os geradores a
uma exposição no mercado de curto prazo.
No ano de 2014, fatores como a redução do consumo, baixo armazenamento nos reservatórios, baixa
hidrologia e o maior despacho termoelétrico levaram a uma redução da geração hidráulica que por sua vez
afeta o fator de ajuste da garantia física – GSF para valores baixos. Este risco é conhecido pelos geradores
que, normalmente, separam cerca de 5% das suas Garantia Físicas para mitigar o efeito do GSF. No entanto
como vimos eventos extraordinários levaram a ocorrência de um GSF abaixo dos valores esperados pelos
geradores, fechando o ano de 2014 em 0,91. Em 2015, apesar da pequena melhora nas condições hidrológicas,
o continuo despacho de térmicas e a carga mais baixa levou o GSF a fechar o ano em 0,84. Isso significa uma
redução de quase 15% na energia dos geradores, que caso não tenha sobra para compensar essa redução leva a
exposição no mercado de curto prazo. As exposições ao mercado de curto prazo, balanço entre requisitos e
recursos, são apuradas mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Essas
exposições, negativas ou positivas, são valoradas pelo Preço de Liquidação de Diferenças - PLD. Caso sejam
exposições negativas o gerador terá um débito na CCEE, afetando assim o seu fluxo caixa.
Devido à esta inesperada exposição das Companhias de Geração Hidrelétrica aos preços de mercado de curto
prazo, causada pelos baixos valores do GSF, elas começaram a utilizar instrumentos jurídicos para se
protegerem, o que ocasionou a paralização do mercado na CCEE.
Em 2015, a fim de reparar esta situação, o Governo Federal publicou a Medida Provisória nº 688 (transformada
na Lei nº 13.203 de 8 de dezembro de 2015) a qual criou o mecanismo de repactuação voluntária dos riscos
hidrológicos concernentes às Companhias de Geração Hidrelétricas. O gerador foi autorizado a repassar aos
consumidores seus custos e receitas relacionados com o risco hidrológico em troca do pagamento de um ‘prêmio
de risco’, a ser depositado na chamada Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (as sobretaxas
da banda tarifária são depositadas nessa conta e as transferências para as concessionárias de distribuição são
efetuadas a partir desta conta também) e será indenizado pelas perdas sofridas em 2015, por meio de, entre
outras medidas, uma prorrogação das suas concessões de geração de energia (concessões ou permissões,
conforme seja o caso) por até 15 anos.
Em outras palavras, usinas hidrelétricas recuperam os custos incorridos com déficits de GSF retroativamente até
janeiro de 2015, e tal recuperação deve formar um ‘ativo regulatório’ a ser amortizado ao longo do prazo da
concessão com um adiamento do prêmio de risco. Se o período de concessão/autorização remanescente for
insuficiente (ou seja: não há tempo suficiente para amortizar o ativo regulatório), então o gerador tem uma
prorrogação da concessão/permissão (limitada a 15 anos). Para poder utilizar o referido mecanismo, as
Companhias terão de renunciar a todas as reivindicações protocoladas e todas as liminares obtidas, bem como
renunciar a quaisquer outros direitos que venham a ter em relação a tais ações. Esse mecanismo possibilita a
repactuação para usinas com contrato firmado no ambiente regulado e no ambiente livre. No entanto, cada
ambiente de contratação possui sua própria sistemática de repactuação. Em ambas as sistemáticas, este
mecanismo funciona como uma proteção (ou um hedge) em que as Geradoras arcam com os elevados custos de
reserva de energia e recebem por suas atividades de geração o valor estipulado pelo preço do mercado de curto
prazo.
Já no ambiente livre, a sistemática não se mostrou favorável a aceitação, visto que mesmo com o pagamento do
prêmio, as nossas empresas deveriam continuar assumindo o risco hidrológico nos momentos de hidrologia
crítica. Nesse ambiente, a sistemática previa a contratação de energia de reserva, que apresenta preços muito
elevados, para a mitigação do risco hidrológico. Por conta disso, este mecanismo tornou-se ineficiente para as
Companhias de Geração. A aceitação deste mecanismo pelo mercado regulado foi de, aproximadamente, 90%.
Entretanto, não houve aceitação pelo mercado livre.
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As regras para a comercialização de energia elétrica e as condições de mercado podem afetar os preços de
venda de energia.
De acordo com a legislação aplicável, nossas empresas de geração de energia não estão autorizadas a vender
energia diretamente para nossas distribuidoras. Dessa forma, a energia gerada por nossas empresas é vendida
no Ambiente de Contratação Regulado – ACR (também conhecido como ‘Mercado Regulamentado’ ou
‘Pool’) através de leilões públicos realizados pela ANEEL, ou no Ambiente de Contratação Livre – ACL. A
legislação aplicável permite às distribuidoras que celebram contratos com as empresas de geração no âmbito
do ACR reduzir a quantidade de energia contratada em até 4% ao ano em relação ao valor do contrato original
para o inteiro período do contrato, expondo nossas empresas de geração de energia ao risco de não conseguir
vender a preços adequados a energia que foi descontratada.
Realizamos atividades de comercialização por meio de contratos de compra e venda de energia,
principalmente no ACL, por meio de nossas empresas de geração e comercialização de energia. Os contratos
firmados no ACL podem ser celebrados com outros agentes de geração, de comercialização e principalmente
com os ‘Consumidores Livres’. Os consumidores livres são aqueles com demanda igual ou superior a 3MW:
eles podem escolher seu fornecedor de energia. Alguns contratos possibilitam a este tipo de consumidor
comprar um maior ou menor volume de energia (de 5% em média) de nossas geradoras em relação ao
originalmente contratado, o que poderá acarretar um impacto prejudicial sobre nosso negócio, resultados
operacionais e situação financeira. Outros contratos não permitem este tipo de flexibilidade na compra de
energia, mas o aumento da concorrência pode influenciar a ocorrência desse tipo de condição contratual nas
negociações de venda de energia no ACL.
Além dos Consumidores Livres mencionados acima, há uma classe de clientes denominada ‘Consumidores
Especiais’, que são aqueles com demanda contratada entre 500kW e 3MW. Os Consumidores Especiais são
elegíveis para aderirem ao Ambiente de Contratação Livre desde que comprem energia de fontes alternativas
incentivadas, como Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH, usinas a biomassa e parques eólicos. Realizamos
operações de venda desse tipo de energia a partir de alguns recursos energéticos de geração alocados em
determinadas empresas do grupo, e desde 2009 vem sendo incrementada a comercialização desse tipo de
energia incentivada e a Companhia formou um portfólio de contratos de compra para ocupar um importante
espaço no mercado brasileiro de energia de fontes alternativas incentivadas. Os contratos de venda a esse tipo
de cliente possuem flexibilidades específicas para atendimento de suas necessidades e essas flexibilidades de
consumo a menor ou a maior, estão vinculadas ao comportamento histórico dessas cargas. Os consumos a
maior ou a menor que esses clientes podem exercer podem provocar exposições de compra ou de venda nos
preços de curto prazo o que poderá acarretar um impacto prejudicial sobre nosso negócio, resultados
operacionais e situação financeira. Variações de mercado, como variações dos preços para celebração de
novos contratos e dos volumes consumidos por nossos clientes de acordo com flexibilidades já contratadas,
podem gerar posições de curto prazo com o potencial de impacto financeiro negativo em nossos resultados.
O Mecanismo de Realocação de Energia – MRE foi criado para reduzir a exposição dos geradores
hidráulicos, como nossas empresas de geração, às incertezas da hidrologia. Ele funciona como um pool de
geradores, onde a geração de todas as usinas participantes do MRE é compartilhada de forma a atender ao
requisito do pool. Quando a totalidade das usinas gera abaixo do valor requisitado, o mecanismo reduz a
energia disponível das usinas causando uma exposição negativa no mercado de curto prazo e, por
consequência, a necessidade de compra de energia ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD. De forma
análoga quando a totalidade das usinas gera acima do valor requisitado, o mecanismo aumenta a energia
disponível das usinas levando a uma exposição positiva, o que permite a venda de energia ao PLD. Em anos
de hidrologia muito crítica o fator de redução da energia disponível pode comprometer mais de 20% da
energia disponível das usinas hidroelétricas.
21
Em 2015, foi proposto pelo governo federal a repactuação do risco hidráulico através de um processo
voluntário. Este processo permitiu à companhia de geração repassar aos consumidores os seus custos e
receitas relacionados com o risco hidrológico em troca do pagamento de um ‘prêmio de risco’, a ser
depositado na chamada Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (as sobretaxas da banda
tarifária são depositadas nessa conta e as transferências para as concessionárias de distribuição são efetuadas a
partir desta conta também) e ser indenizada pelas perdas sofridas em 2015, por meio de, entre outras medidas,
uma prorrogação das suas concessões de geração de energia (concessões ou permissões, conforme seja o caso)
por até 15 anos. Em outras palavras, as usinas hidrelétricas recuperam os custos incorridos com déficits de
GSF retroativamente até janeiro de 2015, e tal recuperação deve formar um ‘ativo regulatório’ a ser
amortizado ao longo do prazo da concessão com um adiamento do prêmio de risco. Se o período de
concessão/autorização remanescente for insuficiente (ou seja: não há tempo suficiente para amortizar o ativo
regulatório), então o gerador tem uma prorrogação da concessão/permissão (limitada a 15 anos).
Já no ambiente livre, a sistemática não se mostrou favorável a aceitação, visto que mesmo com o pagamento
do prêmio, as nossas empresas deveriam continuar assumindo o risco hidrológico nos momentos de hidrologia
crítica. Nesse ambiente, a sistemática previa a contratação de energia de reserva, que apresenta preços muito
elevados, para a mitigação do risco hidrológico.
A falta de liquidez ou a volatilidade dos preços futuros devido a condições e/ou percepções de mercado
podem afetar adversamente os resultados das nossas operações. Adicionalmente, caso não consigamos vender
todos os nossos recursos (capacidade de geração própria adicionada aos contratos de compra) nos leilões
públicos regulados ou no Ambiente de Contratação Livre, a capacidade não vendida será liquidada na Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE ao Preço de Liquidação de Diferenças, que tende a ser muito
volátil. Se isso ocorrer em períodos de baixo PLD, nossas receitas e resultados operacionais poderão ser
adversamente afetados.
Aumentos dos preços de compra de energia elétrica podem gerar descasamento do fluxo de caixa da
Companhia.
Os contratos de compra de energia elétrica firmados por concessionárias distribuidoras de energia elétrica, tais
como os nossos, tem seus preços vinculados a algumas variáveis que não podem ser controladas, como, por
exemplo, as condições hidrológicas e o despacho das usinas térmicas. Embora eventuais aumentos de custos
de compra de energia decorrentes de condições hidrológicas adversas e do despacho de usinas térmicas acima
do previsto sejam repassados para as concessionárias distribuidoras de energia elétrica quando de seus
reajustes tarifários, tal situação poderá gerar descasamento dos fluxos de caixa, com efeito adverso nos
negócios, nos resultados operacionais ou em suas condições financeiras.
Nos últimos anos, o Governo Federal e a ANEEL têm criado mecanismos para reduzir o descasamento de
fluxo de caixa das distribuidoras decorrentes do aumento dos preços de compra de energia. Em 2013 foram
usados recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; e em 2014 foram realizados uma série de
empréstimos bancários, em nome da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, cujos recursos
foram repassados às distribuidoras por meio da chamada Conta ACR. A partir de 2015, esses custos passaram
a ser incorporados às tarifas de energia elétrica pagas pelos consumidores. Em 2015, houve, ainda, uma
Revisão Extraordinária das tarifas para compensar o aumento dos custos com a CDE e com a compra da
energia de Itaipu, dentre outros. Por fim, a partir de janeiro de 2015, foi implantado em definitivo o sistema de
Bandeiras Tarifárias. Esse sistema aumenta a tarifa do consumidor final, quando o sistema gerador passar por
condições hidrológicas adversas transferindo mais rapidamente parte dos custos a esses consumidores. Ao
longo de todo o ano de 2015 vigorou a Bandeira Vermelha, cujo valor é maior, sinalizando custos de
aquisição de energia mais elevados para as distribuidoras, e consequentemente para seus consumidores.
Mesmo com esse mecanismo existe o risco de o aumento dos preços de compra de energia ser de tal monta
que o caixa da Companhia fique muito pressionado até o próximo reajuste tarifário. Acrescente-se, ainda, que
a recuperação dos custos mais elevados de compra de energia via repasse às tarifas se dá de forma gradual ao
longo dos doze meses entre reajustes.
Adicionalmente, o Governo Federal assumiu também no, a partir do ano de 2014, um outro grupo de repasses com os
recursos da CDE. Estes repasses referem-se aos subsídios a consumidores de baixa renda, além de alguns outros,
incluindo o acesso a irrigantes, a água e saneamento, ao consumo rural, entre outros, que foram retirados do reajuste
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tarifário na implantação da Lei 12.783. Estes recursos são repassados pelo Governo, sendo que a Eletrobrás se
configura como a repassadora destes valores. Salienta-se que um eventual atraso nestes repasses poderão ocasionar
problemas de descasamento no fluxo de caixa da Distribuidora.
A retração atual do mercado de energia, dado pelo momento econômico do País (recessão) somado ao
aumento das tarifas dos consumidores cativos e, por sua vez, a migração de clientes para o mercado livre, é
um fator de risco para as distribuidoras. Esse efeito leva a redução da receita durante o ano corrente e a uma
possível exposição financeira com sobrecontratação de energia caso a sobra seja superior a 5% da demanda.
Para mitigar esses efeitos, as distribuidoras podem ceder contratos de compra de energia existente através do
Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) para distribuidoras que apresentem déficit. Caso,
após o processamento desse mecanismo, as distribuidoras permaneçam com sobra superior a 5% do consumo
verificado, esse montante deverá ser liquidado (vendido) no Mercado de Curto Prazo (MCP), o que poderá
acarretar um prejuízo para a distribuidora caso o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) vigente no MCP
seja inferior ao custo dos contratos de compra. Essa perda não será repassada para a tarifa dos consumidores,
sendo risco do acionista.
Requerimentos e restrições das agências ambientais poderão acarretar custos adicionais à nossa
Companhia.
Nossas operações relacionadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como à
distribuição de gás natural, estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais e
também a numerosas exigências atinentes à proteção da saúde e do meio ambiente. Atrasos ou indeferimentos
de pedidos de licença por parte dos órgãos ambientais, bem como nossa eventual impossibilidade de cumprir
os requisitos estabelecidos por esses órgãos, durante os processos de licenciamento ambiental podem resultar
em custos adicionais, ou mesmo proibir ou comprometer, conforme o caso, a construção e manutenção desses
projetos.
A inobservância das leis e regulamentos ambientais, como a construção e operação de uma instalação
potencialmente poluidora sem uma licença ou autorização ambiental válida, poderá ter como consequência, além da
obrigação de sanar quaisquer danos que venham a ser causados, a aplicação de sanções penais, civis e
administrativas. Com base na legislação brasileira, penas criminais, tais como prisão e restrição de direitos, podem
ser aplicadas às pessoas físicas (incluindo administradores de empresas), e penas tais como multas, restrição de
direitos ou prestação de serviços à comunidade podem ser aplicadas a pessoas jurídicas. Com relação às sanções
administrativas, dependendo das circunstâncias, as autoridades ambientais podem impor advertências e multas que
variam entre R$50 mil e R$50 milhões, exigir a suspensão parcial ou total de atividades, suspender ou restringir
benefícios fiscais, cancelar ou suspender linhas de financiamento provenientes de instituições financeiras
governamentais, bem como nos proibir de celebrar contratos com órgãos, companhias e autoridades
governamentais. Quaisquer desses eventos poderiam afetar adversamente nosso negócio, resultados operacionais e
situação financeira.
Estamos sujeitos à legislação brasileira que exige pagamento de compensação caso nossas atividades tenham
efeitos poluidores. De acordo com o Decreto Federal n° 6.848/2009 e o Decreto do Estado de Minas Gerais n°
45.175/2009, até 0,5% do montante total investido na implementação de um projeto que cause impacto
ambiental significativo deve ser revertido em medidas compensatórias, em um montante a ser definido pelas
agências ambientais com base no nível específico de poluição e impacto ambiental do projeto. O Decreto
Estadual n° 45.175/2009 também indicou que a taxa de compensação será aplicada retroativamente a projetos
implementados anteriormente à promulgação da atual legislação. O referido Decreto Estadual foi alterado
pelo Decreto nº 45.629/2011, que estabeleceu que o valor de referência dos projetos que causam impacto
ambiental significativo:
(i) para os projetos executados antes da publicação da Lei Federal nº 9.985, de 18 de julho de 2000 (‘Lei
Federal 9.985’) será utilizado o valor escritural líquido, excluindo reavaliações ou, na sua falta, o valor do
investimento apresentado pelo representante de tal projeto, e
(ii) a compensação para projetos ambientais executados após a publicação da Lei Federal nº 9.985 irá usar a
referência estabelecida no item IV do artigo 1º do Decreto nº 45.175 calculada no momento da execução
do projeto e corrigida com base em uma taxa de reajuste pela inflação.
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Dentre os dispositivos legais passíveis de acarretar investimentos e despesas operacionais, cabe destacar o
atendimento à Convenção de Estocolmo sobre os Poluentes Orgânicos Persistentes, da qual o Brasil é
signatário, assumindo o compromisso internacional da retirada de uso de PCB até 2025 e a sua completa
destruição até 2028 por meio do Decreto nº 5.472, de 20 de junho de 2005. O setor elétrico e a Cemig podem
ser fortemente atingidos pela legislação a ser promulgada com essa finalidade, em virtude de possíveis
obrigações de levantamento, substituição e destinação de equipamentos e materiais contendo substâncias
incluídas na Convenção, como as Bifenilas Policloradas – PCB.
Por fim, a adoção ou implementação de novas leis e regulamentos de segurança, saúde e ambientais, novas
interpretações de leis atuais, maior rigidez na aplicação das leis ambientais ou outros acontecimentos no
futuro podem exigir que realizemos investimentos adicionais ou que incorramos em despesas operacionais
adicionais a fim de manter nossas operações atuais; ou a restringir nossas atividades de produção ou exigir
que adotemos outras ações que poderiam ter um efeito adverso sobre nossos negócios, resultados operacionais
ou condição financeira.
Barragens são elementos críticos e essenciais no setor de energia. Falhas em barragens podem gerar graves
impactos para a sociedade em geral e para a Companhia.
Em se tratando de barragens, existe um risco intrínseco de ruptura, sejam por fatores internos ou externos às
estruturas. A medida e o caráter do risco não são totalmente previsíveis em todos os casos: a Segurança, como
um valor absoluto, é inatingível. Desse modo, ainda que a Cemig atenda à legislação relativa à Segurança de
Barragens e aplique as melhores práticas nacionais e internacionais de engenharia no seu portfólio de
barragens, o risco de ruptura pode acarretar na indisponibilidade de geração hidráulica, bem como trazer
danos econômicos, sociais, regulatórios, ambientais e potencial perda de vidas humanas nas comunidades
existentes a jusante de barragens, impactando gravemente a imagem e a operação da Companhia.
Os múltiplos usos da água e os diversos interesses relacionados a este recurso natural poderão motivar
conflitos de interesse entre a Companhia e a Sociedade o que pode ocasionar prejuízos aos nossos negócios,
resultados operacionais e situação financeira.
O parque gerador da Cemig é predominantemente composto por usinas hidrelétricas. Nos últimos 15 anos,
foram acrescentados 44 empreendimentos, somando cerca de 1.831 MW. Atualmente, levando-se em conta
também os empreendimentos em participações e sociedade, ao todo 80 usinas com 7.330 MW correspondem
a 95,53% da capacidade instalada da Companhia e mais de 3.500 km² de reservatórios administrados. Por ser
a principal matéria-prima para produção de eletricidade da Cemig e um recurso sensível às variações
climáticas, vulnerável às consequências da exploração de outros recursos naturais, bastante impactada por
ações antrópicas e sujeita ao ambiente regulatório, a gestão e a conservação da água são assuntos de alta
relevância para a Cemig.
O despacho da matriz hidrotérmica do Sistema Interligado Nacional (SIN) compete ao Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS). O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sob a forma de associação civil,
sem fins lucrativos, criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648/98, com as alterações introduzidas pela
Lei nº 10.848/04 e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/04. Ele é o responsável pela coordenação e controle
da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no SIN, sob a fiscalização e
regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
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A operação de reservatórios para a geração de energia hidrelétrica realizada pela Cemig implica,
essencialmente, a consideração dos usos múltiplos da água por outros usuários da bacia hidrográfica, o que,
por sua vez, leva à necessidade de considerar uma série de restrições de caráter ambiental, de segurança,
sistemas de irrigação, abastecimento humano, hidrovias, pontes, entre outras, rigidamente respeitadas pela
Cemig. Em períodos de estiagem severa, como os vividos nos anos de 2013 a 2015, o monitoramento e a
previsão dos níveis dos reservatórios e o constante diálogo com o poder público, sociedade civil e usuários
foram primordiais para a garantia de geração de energia, como também para os demais usos desse recurso.
Nossos processos de Governança, Gestão Riscos e Compliance podem falhar em evitar penalidades
regulatórias, danos à nossa reputação, ou efeitos adversos aos nossos negócios, condição financeira e
resultados operacionais.
Nossa Companhia está subordinada a diferentes estruturas regulatórias, tais como: (i) as Leis e regulações do
setor elétrico brasileiro, como a Lei nº 10.848/04, regulações da Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL, entre outras; (ii) as Leis e regulações que se aplicam a empresas de capital aberto com títulos
negociados no mercado de capitais brasileiro, como a Lei nº 6.404/76, regulações da Comissão de Valores
Mobiliários – CVM, entre outras; (iii) as Leis e regulações que se aplicam às empresas brasileiras de capital
público majoritário, como a Lei nº 8.666/93 (‘Lei de Licitações’), entre outras; (iv) e as Leis e regulações que
se aplicam às empresas que tem títulos negociados no mercado de capitais americano, como a Lei Sarbanes-
Oxley – SOX, o Foreing Corrupt Practices Act – FCPA, regulações da Security Exchange Comission – SEC,
entre outras.
Devido à participação majoritária do Governo Estadual em nossa estrutura acionária, somos requeridos a contratar a maior parte de nossas obras, serviços, inclusive de publicidade, compras, alienações e locações por meio de licitações e contratos administrativos, normatizados pela Lei de Licitações e outras complementares. Além disso, operamos em um setor onde há o uso intenso de licitações e contratos administrativos de grande valor e com um grande número de fornecedores e clientes, o que nos expõe a riscos de fraude e improbidade administrativa inerente a estas formas de contratação.
O Brasil vem nos últimos anos intensificando e aprimorando sua legislação e estruturas referentes à defesa da concorrência, ao combate à improbidade e ao combate às práticas de corrupção. A Lei nº 12.846/13 estabeleceu a responsabilidade objetiva às empresas brasileiras que venham cometer atos contra a administração pública nacional ou estrangeira, entre os quais estão inclusos aqueles relacionados a processos de licitação e contratos administrativos, e determinou duras penas às empresas punidas.
Nossa Companhia tem estruturas e políticas de prevenção e combate à fraude e corrupção, auditoria e controles internos, além de adotar as recomendações de Melhores Práticas de Governança Coorporativa, do Instituto Brasileiro de Governança Coorporativa – IBGC e do framework COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission). No entanto, nossos processos de Governança, Gestão de Riscos e Compliance, podem não ser capazes de evitar futuras violações às Leis e regulações a que estamos sujeitos, aos nossos mecanismos de controles internos, a nossa Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profissional, ou ocorrências de comportamentos fraudulentos e desonestidade por parte de nossos funcionários, pessoas físicas e jurídicas contratadas e outros agentes que possam representar a Companhia junto a terceiros, especialmente o Poder Público. O descumprimento de Leis e regulamentos, além de outras normas, pode implicar em multas, perdas de licenças, danos à nossa reputação e significativos prejuízos financeiros.
As investigações anticorrupção em andamento atualmente no Brasil, que têm grande exposição pública, podem ter efeitos sobre nós, sobre a percepção do Brasil e sobre as perspectivas de crescimento doméstico.
O desenvolvimento da economia brasileira e a percepção dos investidores acerca do Brasil vêm sendo afetados pelos eventos políticos do país como, por exemplo, os protestos em massa nas ruas, que tiveram início em meados de 2013, continuaram em 2014 e 2015 (embora em níveis inferiores aos de 2013). Eles demonstram a insatisfação da população com a corrupção e com certas medidas políticas, e representam um potencial risco para as perspectivas sociais e econômicas do Brasil.
Além disto, certas companhias brasileiras nos setores de petróleo e gás, energia e infraestrutura estão sendo submetidas a investigações de corrupção por parte da CVM, da Polícia Federal, do judiciário brasileiro, da
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SEC e do Departamento de Justiça dos Estados Unidos (DOJ). Algumas questões incluem a Norte Energia S.A., detentora da concessão para construção e operação de Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu, Estado do Pará, Brasil, na qual a Cemig é uma acionista minoritária através da Aliança Norte e da Amazônia Energia com uma participação de 12,5%. Para obter mais informações, favor consultar “Nota Explicativa” e “Item 4. Informações sobre a Companhia – Nota 4 – Aquisição de uma participação de 9,77% na Norte Energia S.A.: a Usina Hidrelétrica de Belo Monte – Investigação da Norte Energia S.A.”
Dependendo do desenvolvimento e do resultado dessas investigações, assim como de quanto tempo levará até que sejam concluídas, a Cemig pode ser instada a realizar ajustes adicionais em suas Demonstrações Financeiras, assim como enfrentar reduções, por parte das agências, da sua classificação de risco, bem como penalidades civis e criminais, restrições de recursos, redução das receitas, problemas de liquidez, impactos sobre a reputação e outros efeitos adversos significativos não previstos. Além disto, não podemos assegurar que a Cemig não se tornará alvo de ações criminais ou civis anti-corrupção no âmbito da legislação dos Estados Unidos ou do Brasil se vierem à luz quaisquer atos ilegais ou em descumprimentos da regulamentação. Quaisquer potenciais ações futuras anti-corrupção contra nós poderiam resultar em denúncias contra nós, contra membros da nossa administração, multas e penalidades significativas, danos à reputação, em distração em relação aos nossos negócios em andamento e outros efeitos adversos significativos não previstos.
Nossa capacidade de distribuir dividendos está sujeita a limitações.
O fato de o investidor receber ou não dividendos depende de nossa situação financeira nos permitir ou não distribuir dividendos nos termos da legislação brasileira, e da determinação, por parte de nossos acionistas, seguindo a recomendação de nosso Conselho de Administração, atuando discricionariamente, de suspender a distribuição de dividendos em razão de nossa situação financeira acima do valor da distribuição obrigatória exigida nos termos de nosso estatuto social, no caso das ações preferenciais.
Pelo fato de sermos uma companhia holding que não exerce operações geradoras de receita que não as de nossas subsidiárias operacionais, somente poderemos distribuir dividendos a acionistas se a Companhia receber dividendos ou outras distribuições em espécie de suas subsidiárias operacionais. Os dividendos que nossas subsidiárias podem distribuir dependem de nossas subsidiárias gerarem os lucros suficientes em determinado exercício social. Os dividendos poderão ser provenientes do resultado do exercício, lucros acumulados de exercícios anteriores ou de reservas de lucros. Os lucros e dividendos são calculados e pagos de acordo com a Lei Brasileira das Sociedades por Ações e com as disposições constantes do Estatuto Social de cada uma de nossas subsidiárias reguladas.
Nos termos de nosso Estatuto Social, devemos pagar aos nossos acionistas dividendos anuais obrigatórios equivalentes a, pelo menos, 50% de nosso lucro líquido do exercício social anterior, com base em nossas demonstrações financeiras elaboradas em conformidade as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (‘IFRS’) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, tendo os detentores de ações preferenciais prioridade no seu pagamento. O nosso Estatuto Social também dispõe que o dividendo anual mínimo e obrigatório que devemos pagar a detentores de nossas ações preferenciais deve ser equivalente a, pelo menos, 10% do valor nominal de nossas ações ou 3% do valor do patrimônio líquido correspondente às mesmas, o que for maior, caso os 50% do nosso lucro líquido não ultrapassem esse montante. Caso não apresentemos lucro líquido ou nosso lucro líquido seja insuficiente em determinado exercício social, nossa administração poderá recomendar à Assembleia Geral Ordinária do exercício em questão que o pagamento do dividendo obrigatório não seja efetuado. Entretanto, nos termos da garantia dada pelo Governo do Estado de Minas Gerais, nosso acionista controlador, será devido dividendo mínimo anual de 6% a todos os detentores de ações ordinárias e ações preferenciais emitidas até 5 de agosto de 2004, exceto aos detentores públicos e governamentais, caso as distribuições obrigatórias não tenham sido realizadas em determinado exercício social.
O nível de inadimplemento dos nossos consumidores poderá prejudicar nossos negócios, resultados
operacionais e situação financeira, bem como os de nossas controladas.
Em 31 de dezembro de 2015, a totalidade dos nossos recebíveis vencidos devidos por consumidores finais,
desconsiderando a provisão para créditos de liquidação duvidosa, era de aproximadamente 919 milhões,
correspondentes a 4,31% da nossa receita líquida consolidada em 2015 e nossa provisão para créditos de
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liquidação duvidosa era de R$625 milhões. Podemos ser incapazes de cobrar valores devidos por diversos
consumidores em mora. Caso tais dívidas não sejam total ou parcialmente liquidadas, sofreremos um impacto
adverso sobre nosso negócio, resultados operacionais e situação financeira. Adicionalmente, o montante de
dívidas em atraso de nossos consumidores que vier a superar a provisão para créditos de liquidação duvidosa
por nós constituída, poderá causar um efeito adverso em nossos negócios, resultados operacionais e condição
financeira.
A instabilidade das taxas de inflação e de juros poderá afetar adversamente nossos resultados econômicos e
situação financeira.
A Companhia e suas controladas estão expostas a perdas atreladas a flutuações nas taxas de juros e inflação
nacionais, em função da existência de Ativos e Passivos indexados à variação das taxas SELIC, CDI e dos
índices IPCA e IGP-M.
Um aumento significativo nas taxas de juros ou inflação teria um efeito adverso sobre nossas despesas
financeiras e resultados financeiros como um todo. Por outro lado, uma redução representativa da CDI ou da
inflação pode afetar negativamente a receita gerada dos nossos investimentos financeiros e correção do saldo
relativo aos ativos financeiros da concessão2.
A ANEEL possui discricionariedade para estabelecer as tarifas que as empresas de distribuição de energia
elétrica cobram de seus consumidores. Tais tarifas são definidas de forma a preservar o equilíbrio
econômico financeiro dos contratos de concessão celebrados com a ANEEL.
Os contratos de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo que permite três tipos de
reajustes de tarifas: (1) o reajuste anual; (2) a revisão periódica; e (3) a revisão extraordinária. O reajuste
anual se destina a compensar as alterações nos custos que estejam fora da gestão da empresa, como o custo da
energia elétrica para atendimento aos consumidores, encargos setoriais definidos pelo Governo Federal e
encargos de transporte em função do uso das instalações de transmissão e distribuição de outras empresas. Já
os custos gerenciáveis são corrigidos pelo IGPM menos um fator de eficiência, denominado Fator X. De cinco
em cinco anos acontece a revisão periódica tarifária, com o objetivo de identificar as mesmas variações nos
custos citados acima, remunerar os ativos que a empresa construiu neste período, e também estabelecer um
fator com base nos ganhos de escala, que será considerado nos reajustes de tarifa anuais subsequentes. A
revisão extraordinária das tarifas ocorre no caso de eventos imprevisíveis que alterem significativamente o
equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Portanto, apesar de nossos contratos de concessão preverem a
preservação de seu equilíbrio econômico e financeiro, não podemos garantir que a ANEEL estabelecerá
tarifas que nos remunerem adequadamente com relação aos investimentos realizados ou aos custos
operacionais incorridos em virtude da concessão.
2 Referem-se à infraestrutura investida que será objeto de indenização do Poder Concedente, durante o período e ao final das
concessões, conforme previsto no marco regulatório do setor elétrico e nos contratos de concessão de transmissão e distribuição assinados entre a Cemig e suas controladas com a ANEEL.
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A ANEEL possui discricionariedade para estabelecer as receitas anuais permitidas para nossas empresas de
transmissão, e reajustes que resultem em redução dessas Receitas Anuais Permitidas (RAP) poderiam ter um
efeito negativo significativo sobre nossos resultados operacionais e condição financeira.
As RAPs que recebemos por nossas empresas de transmissão são determinadas pela ANEEL, levando em
conta os termos dos contratos de concessão celebrados com a ANEEL, em nome do Governo Federal. Os
contratos de concessão preveem dois mecanismos de ajuste das receitas: (i) os reajustes tarifários anuais; e (ii)
a revisão tarifária periódica (RTP). O reajuste tarifário anual de nossas receitas de transmissão ocorre
anualmente em junho e entra em vigor em julho do mesmo ano. Os reajustes tarifários anuais consideram as
receitas permitidas dos projetos que entraram em operação, e as receitas do período anterior são corrigidas
pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). A revisão tarifária periódica acontecia a cada
quatro anos, mas a Lei nº 12.783/13 alterou o período de revisão tarifária para cinco anos. Nossa última
revisão tarifária periódica foi em julho de 2009, próxima estimada para 2018 considerando Revisão
Extraordinária ocorrida em 2013 com a edição da Lei nº 12.783/13. Durante a revisão tarifária periódica, os
investimentos feitos pela concessionária no período e os custos operacionais da concessão são analisados pela
ANEEL, levando em conta apenas o investimento que ela considera prudente e os custos operacionais que ela
avalia como tendo sido eficientes por meio de uma metodologia de benchmarking desenvolvida pela
utilização de um modelo de eficiência com base na comparação de dados entre as várias empresas de
transmissão no Brasil. Portanto, o mecanismo de revisão tarifária está sujeito, em certa medida, ao poder
discricionário da ANEEL, uma vez que pode deixar de incluir os investimentos feitos e pode reconhecer os
custos operacionais como inferiores aos efetivamente incorridos, o que pode resultar em efeito adverso
significativo sobre nossos negócios, resultados operacionais e condição financeira.
Como mencionado, nós estendemos as concessões de parte de nossas linhas de transmissão, nos termos da Lei
n° 12.783/13, o que resultou no ajuste na RAP destas concessões, reduzindo a receita que receberemos das
mesmas. O Governo Federal nos compensou pela redução da RAP de parte dessas concessões, mas os ativos
em operação antes de 2.000 ainda não foram compensados. De acordo com Lei n° 12.783/13, nós
receberemos a compensação pela redução na RAP dos ativos em operação antes de 2.000 no prazo de 30 anos,
corrigida pelo IPCA. A Resolução Normativa 589/2013 definiu os critérios para cálculo, pelas
concessionárias, do valor a ser indenizados por esses ativos. Embora do valor das indenizações já tenha sido
levantado pelas empresas, ainda não há uma definição por parte do poder concedente de como será feita essa
indenização.
Temos responsabilidade objetiva por quaisquer danos decorrentes da prestação inadequada de serviços
elétricos.
Nos termos da legislação brasileira, temos responsabilidade objetiva pelos danos diretos e indiretos
resultantes da prestação inadequada de serviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
Ademais, os danos causados a consumidores finais em decorrência de interrupções ou distúrbios do sistema
de geração, transmissão ou distribuição, nos casos em que essas interrupções ou distúrbios não são atribuídos
a um membro identificável do Operador Nacional do Sistema (‘ONS’), são compartilhados entre companhias
de geração, transmissão e distribuição. Até que um responsável final seja definido, a responsabilidade por tais
danos será compartilhada na proporção de 35,7% para os agentes de distribuição, 28,6% para os agentes de
transmissão e 35,7% para os agentes de geração. Essas proporções são determinadas pelo número de votos
que cada classe de concessionárias de energia tem direito nas assembleias gerais do ONS e, portanto, podem
ser alteradas no futuro. Dessa forma, nosso negócio, resultados operacionais e situação financeira podem ser
adversamente afetados por quaisquer desses danos.
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Podemos incorrer em prejuízos relativos a processos judiciais pendentes.
Somos réus em diversos processos judiciais e administrativos de naturezas cível, administrativa, ambiental,
tributária, trabalhista, regulatória, dentre outros. Esses processos envolvem uma ampla gama de questões e
visam à obtenção de indenizações e reparações em dinheiro e obrigações de fazer. Vários litígios individuais
respondem por uma parcela significativa do valor total dos processos movidos contra a nossa Companhia. As
demonstrações financeiras consolidadas incluem provisões para contingências no montante em R$755
milhões em 31 de dezembro de 2015, para ações cuja expectativa de perda foi considerada mais provável que
improvável. Adicionalmente, na hipótese de as nossas provisões legais serem insuficientes, o pagamento dos
processos em valor que exceda os valores provisionados poderá causar um efeito adverso nos nossos
resultados operacionais e condição financeira.
Operamos sem apólices de seguro contra catástrofes e responsabilidade civil de terceiros.
Exceto para o ramo aeronáutico, não possuímos seguro de responsabilidade civil que cubra acidentes e não
solicitamos propostas relativas a este tipo de seguro. Desta forma a Cemig não solicitou proposta, tampouco
contratou, cobertura de seguro contra catástrofes que possam afetar nossas instalações, tais como terremotos e
inundações. A ocorrência de fatores dessa natureza poderá incorrer em gastos inesperados e adicionais,
resultando em efeitos adversos nos nossos negócios, nos resultados operacionais e nas condições financeiras.
A cobertura de seguro da Companhia poderá ser insuficiente para cobrir possíveis perdas.
Mantemos apenas Seguro contra Incêndio, Aeronáutico e Riscos Operacionais, além daqueles compulsórios
por determinação legal, como Seguro de Transporte de bens pertencentes a pessoas jurídicas.
Não podemos garantir que os seguros contratados são suficientes para cobrir integralmente quaisquer
responsabilidades incorridas de fato no curso dos nossos negócios ou que esses seguros continuarão
disponíveis no futuro. A ocorrência de sinistros que ultrapassem o valor segurado ou que não sejam cobertos
pelos seguros contratados poderá nos gerar custos adicionais inesperados e significativos, que poderão resultar
em efeito adverso em nossos negócios, resultados operacionais e condição financeira.
Podemos sofrer perdas financeiras, exposições legais, danos reputacionais e outras severas
consequências negativas caso soframos ataques cibernéticos ou violação da segurança de nossos dados que
venham a ocasionar interrupção de nossas operações ou vazamento de informações confidenciais da
Companhia, de nossos clientes, de terceiros ou partes interessadas
Somos gestores e detentores de diversas propriedades intelectuais, informações confidenciais relacionadas aos
nossos negócios e operações. Os sistemas de informação e de segurança que utilizamos para estes propósitos
podem ser violados. Programadores de sistema experientes e hackers poderão acessar nossa rede de segurança
e roubar nossas informações, paralisar nossas operações ou até causar apagões (blackouts) no sistema elétrico.
Estes invasores também poderão desenvolver e inserir softwares maliciosos, como vírus, worms e outros
softwares maliciosos para explorar nossas vulnerabilidades tecnológicas, de segurança e nos atacar.
Além disso, os componentes físicos (hardware) e lógicos (software) que produzimos ou adquirimos de
terceiros, poderão apresentar defeitos de fabricação, causar panes e comprometimento do funcionamento e
operação de nossos outros sistemas.
Os custos para reparar os mencionados problemas de vulnerabilidades de segurança, seja antes ou depois de
incidentes cibernéticos, poderão ser vultosos. Nossas ações mitigatórias podem fracassar e também resultar
interrupções e atrasos de nossos serviços e, como consequência, a perda de atuais ou potenciais clientes.
Somado a isso, o vazamento de nossas informações confidenciais, de nossos clientes, de terceiros ou de partes
interessadas, causada pela violação de nossos sistemas de segurança, poderão os expor a significativas perdas
pelas quais poderemos nos tornar legalmente responsáveis e, assim, prejudicar os nossos negócios, nossa
marca e nossa reputação. Também acreditamos que haja limitações nas capacidades de nossos parceiros
terceirizados de gerir a segurança de seus dados e sistemas, e incidentes desta natureza poderão acontecer com
eles, o que nos causará consequências semelhantes.
29
Os volumes de gás natural fornecidos pela Gasmig estão concentrados em poucos setores e poucos clientes
Excluindo o setor de geração termelétrica, os volumes das vendas têm como sustentação o mercado industrial
de grande escala, que representa 94,41% do volume de gás vendido a esse setor em 2015. Nossos 20 maiores
clientes estão no setor industrial, que inclui o siderúrgico, metalúrgico e mineração, e é responsável por
82,41% do volume de gás vendido em 2015.
O setor brasileiro de manufatura está atravessando uma crise aguda, com fortes reduções desde 2014 (queda
de 3,1% de 2013 para 2014), intensificando-se em 2015, com uma redução de 8,3% em relação a 2014 –
segundo dados de volumes da produção industrial do IBGE (Pesquisa Industrial Mensal / Produção Física ou
PIM–PF).
Em 2015, as vendas no setor industrial, compreendendo as companhias siderúrgicas, metalúrgicas e de
mineração, caíram 14,97% em relação ao ano anterior, devido à recessão econômica, exacerbada no meio do
ano devido à política de elevação dos preços do gás adotada por parte da Petrobras.
A perpetuação do presente cenário econômico adverso poderia afetar negativamente os negócios, o resultado
operacional e as condições financeiras da Gasmig.
A existência no Brasil de um único fornecedor de gás natural afeta a competitividade
Em 1994, a Petrobras e a Gasmig firmaram um contrato de suprimento de gás, que foi suplementado em 2004
por outro contrato de fornecimento (Contrato de Suprimento Adicional, ou CSA) que estipula que a Gasmig
aumentaria o volume de gás comprado da Petrobras a partir de 2010. Desde 2011, a Petrobras vem
proporcionando descontos sobre o preço do gás especificado no CSA. A partir de junho de 2015, a Petrobras
anunciou publicamente uma redução gradual de tais descontos. E sendo assim, desde novembro de 2015, o
preço em vigor é o estipulado no CSA (sem desconto). Em decorrência disto, durante todo o ano de 2015, o
preço médio de aquisição para o mercado, excetuando termelétricas, teve uma elevação de cerca de 25,7%.
Esta política da Petrobras de aumentar os preços do gás em 2015, combinada com os descontos oferecidos
pela Petrobras nos anos anteriores, levou à perda da competitividade do gás natural em relação a outras
formas de energia tais como GLP (gás liquefeito de petróleo) e óleo combustível. Se essa tendência se
mantiver, ela poderia impactar negativamente a demanda por gás natural, pois ela cria incentivos para a
utilização de outras fontes de energia, o que teria um impacto desfavorável sobre os negócios, o resultado
operacional e as condições financeiras da Gasmig.
Há incertezas acerca da metodologia e dos parâmetros a serem adotados pelas autoridades regulatórias no
primeiro ciclo de revisão tarifária a ser aplicada à Gasmig
A Gasmig obteve a concessão para distribuição de gás canalizado no estado de Minas Gerais por 30 anos a
contar da data de publicação da Lei Estadual 11.021, de 11 de janeiro de 1993, com possibilidade de
prorrogação, desde que cumpridas determinadas exigências. Em 26 de dezembro de 2014, foi assinado o
Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, prorrogando o prazo da concessão até 10 de janeiro de
2053.
Conforme estipulado pelo Contrato de Concessão, a Companhia deve continuar suas atividades de
distribuição de gás natural até o final da concessão, sendo remunerada por meio das tarifas pagas pelos
usuários dos serviços de distribuição.
A Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais (SEDE), órgão do governo estadual
mineiro, responsável pela regulamentação da distribuição de gás canalizado, deverá realizar a primeira revisão
tarifária da Gasmig. O processo de revisão das tarifas ainda está sendo estruturado e de momento não há uma
decisão em relação à duração da revisão nem da metodologia a ser adotada. Em algum momento durante esse
processo deverá haver uma decisão sobre o índice da remuneração regulatória, o que pode gerar uma alteração
na margem de lucro para a distribuição de gás e afetar os nossos resultados estimados.
30
Além disto, dado que se trata da primeira revisão tarifária da Gasmig, não há a possibilidade de garantias em
relação à metodologia para a avaliação dos ativos da Cemig, o que poderia impactar negativamente os
retornos estimados da Companhia.
A agência regulatória responsável pela distribuição de gás canalizado é controlada pelo Governo do Estado de
Minas Gerais, cujos interesses podem ser conflitantes com os do equilíbrio econômico da concessão
A Constituição Federal do Brasil estabelece que é função dos estados explorar os serviços locais de gás
canalizado, diretamente ou através de concessões.
A Gasmig está sob o controle indireto do Estado de Minas Gerais, através da posição acionária majoritária
mantida pela Cemig na Gasmig. A Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais
(SEDE) é um órgão do governo do estado, e em Minas Gerais, ela exerce a função de reguladora dos serviços
de distribuição do gás canalizado. A SEDE é, além disso, responsável pela promoção de investimentos no
Estado de Minas Gerais.
O Governo do Estado de Minas Gerais, na condição de acionista controlador indireto da Gasmig e, ao mesmo
tempo, regulador do serviço público, por meio da SEDE, tem a autoridade para direcionar esforços e
investimentos da Companhia em conformidade com seus próprios interesses, políticos, econômicos ou
sociais, e eles podem ter um impacto negativo sobre o equilíbrio econômico da concessão.
Riscos Relativos ao Brasil
Instabilidades políticas no Brasil podem ter efeitos na economia e nos afetar.
O Brasil tem experimentado baixos níveis de crescimento econômico e um aumento da tensão no ambiente
politico, devido ao impeachment da ex-presidente Dilma Rousseff e os seus desdobramentos.
O governo atual do presidente Michel Temer registra baixos níveis de popularidade. Uma baixa
favorabilidade da população ao governo pode implicar em instabilidades políticas no Brasil, o que pode por
sua vez resultar em queda da credibilidade das instituições públicas.
Além disso, o país sofre com os impactos na opinião pública relativos às irregularidades que estão sendo
investigadas em importantes empresas brasileiras, o que pode acarretar uma significativa piora nos mercados.
Se tais eventos resultarem em uma imagem negativa perante os investidores, o valor de negociação de nossas
ações, preferenciais e ordinárias, das ADSs de ações preferenciais, e das ADSs de ações ordinárias poderia ser
reduzido e isso prejudicaria nosso acesso ao mercado internacional. Além disso, qualquer instabilidade
política resultante de tais eventos que viessem a afetar a economia brasileira poderia fazer com que
reavaliássemos nossa estratégia.
O Governo Federal exerce influência significativa sobre a economia brasileira. As condições políticas e
econômicas podem causar impacto direto sobre o nosso negócio.
O Governo Federal intervém com frequência na economia do país e ocasionalmente realiza mudanças
significativas na política monetária, fiscal e regulatória. Nossos negócios, resultados operacionais ou situação
financeira poderão ser afetados adversamente por alterações das políticas governamentais, bem como por:
Flutuações da taxa de câmbio;
Inflação;
Variações das taxas de juros;
Política fiscal;
Demais acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que venham a afetar o Brasil ou os
mercados internacionais;
31
Controle de fluxo de capitais; e/ou
Limites ao comércio internacional.
As medidas do Governo Federal para manter a estabilidade econômica, bem como a especulação acerca de
quaisquer atos futuros do governo brasileiro, poderão gerar incertezas na economia brasileira e aumentar a
volatilidade do mercado de capitais doméstico, afetando adversamente nosso negócio, resultados operacionais
ou situação financeira. Caso as situações política e econômica se deteriorem, poderemos enfrentar aumento de
custos.
Levando em conta o sistema de governo presidencialista brasileiro, e a considerável influência do poder
executivo, não é possível prever se o Governo atual ou quaisquer sucessores terão um efeito adverso sobre a
economia brasileira e, consequentemente, sobre os nossos negócios.
A estabilidade do Real, moeda brasileira, é influenciada pelo relacionamento desta com a inflação, o Dólar
americano e a política cambial do governo brasileiro. Nossos negócios poderão ser adversamente
impactados por esta recorrente volatilidade a qual impactará o valor dos montantes que temos de receber ou
pagar em moeda estrangeira.
A moeda brasileira passou por grandes momentos de volatilidade no passado. O Governo Federal Brasileiro
implementou vários planos econômicos e utilizou uma gama de mecanismos de controle cambial, inclusive
desvalorizações repentinas, periódicas com variações diárias a mensais, flutuação e controle do câmbio e
câmbio paralelo. De tempos em tempos, haviam significativas flutuações entre o Dólar americano e o Real
brasileiro e demais moedas. Em 31 de Dezembro de 2015, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar americano
estava de R$3,9593 para US$1,00.
O Real provavelmente não manterá o seu valor e, talvez, o Governo Federal Brasileiro implementará mais
mecanismos de controle cambial. Qualquer interferência do Governo sobre as taxas de câmbio poderá
ocasionar depreciações do Real, que poderá reduzir os valores dos montantes que temos a receber em moeda
estrangeira ou tornar mais caros os compromissos financeiros que termo que arcar em outras moedas. Além
disso, a desvalorização de nossas receitas e recebimentos que estiverem vinculadas ao dólar poderá prejudicar
severamente nossos negócios, operações e estratégia.
Em 31 de Dezembro de 2015, aproximadamente 0,31% de nosso endividamento consolidado, que está
totalizado em R$15.137 milhões, está vinculado a moedas estrangeiras, dos quais R$33 milhões (ou
aproximadamente 0,22% de nossa dívida consolidada) está vinculada ao Dólar americano.
Riscos Relativos às Ações Preferenciais, Ações Ordinárias, ADSs de Ações Preferenciais e ADSs de
Ações Ordinárias
A inflação e certas medidas governamentais destinadas a controlá-la poderão contribuir significativamente
para a incerteza econômica no Brasil, podendo prejudicar nosso negócio e o valor de mercado de nossas
ações, ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias.
No passado, o Brasil experimentou altíssimas taxas de inflação. A inflação e algumas das medidas tomadas
pelo Governo Federal na tentativa de combatê-la afetariam de forma negativa e significativa a economia
brasileira. Desde a introdução do real, em 1994, a taxa de inflação no Brasil tem permanecido bem abaixo das
verificadas em períodos anteriores. De acordo com o IPCA as taxas de inflação anuais brasileiras em 2013,
2014 e 2015 foram 5,91%, 6,41% e 10,67% respectivamente. Não se pode garantir que a inflação
permanecerá nestes níveis.
Medidas futuras a serem tomadas pelo Governo Federal, incluindo aumentos da taxa de juros, intervenção no
mercado de câmbio e ações visando ajustar o valor do Real, poderão acarretar aumentos da inflação e, por
conseguinte, ter impactos econômicos adversos sobre nosso negócio, resultados operacionais e situação
financeira. Caso o Brasil experimente inflação alta no futuro, talvez não consigamos ajustar as tarifas que
cobramos de nossos clientes visando a compensar os efeitos da inflação sobre nossa estrutura de custo.
32
Praticamente a totalidade das despesas operacionais de caixa é denominada em reais e tende a aumentar com a
taxa de inflação vigente no Brasil. As pressões inflacionárias também poderão restringir nossa capacidade de
acesso a mercados financeiros estrangeiros ou poderão levar ao aumento da intervenção do governo na
economia, inclusive com a introdução de políticas governamentais que poderiam prejudicar nosso negócio,
resultados operacionais e situação financeira ou afetar de maneira adversa o valor de mercado de nossas ações
e, em consequência, de nossas ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias.
A instabilidade da taxa de câmbio poderá afetar adversamente o valor das remessas de dividendos ao
exterior, bem como, o preço de mercado das ADSs.
Muitos fatores macroeconômicos, nacionais e globais, têm influência sobre a taxa de câmbio. Neste contexto,
o Governo Brasileiro, por meio do Banco Central do Brasil, já interveio ocasionalmente com a finalidade de
controlar variações instáveis nas taxas de câmbio. Não podemos prever se o Banco Central ou o Governo
Federal continuarão a permitir que o real flutue livremente ou se intervirão por meio de um sistema de banda
cambial ou outros recursos.
Sendo assim, o real poderá flutuar substancialmente em relação ao dólar dos Estados Unidos e outras moedas
no futuro. Essa instabilidade poderá afetar adversamente o equivalente em Dólares norte- americanos ao preço
de mercado das nossas ações, e por consequência de nossas ADSs, ordinárias e preferenciais, bem como das
remessas de dividendos ao exterior.
Para mais informações veja a seção ‘Taxas de câmbio’ – inserido na Parte I, Item 3 - Informações Financeiras
Consolidadas Selecionadas.
Alterações nas condições econômicas e de mercado em outros países, em especial nos países da América
Latina e nos países de mercado emergente, poderão afetar adversamente nosso negócio, resultados
operacionais e situação financeira, bem como, o preço de mercado de nossas ações, ADSs de Ações
Preferenciais e ADSs de Ações Ordinárias.
O valor de mercado dos valores mobiliários de companhias brasileiras é afetado, em graus variáveis, por
condições econômicas e de mercado existentes em outros países, incluindo outros países latino-americanos e
países de mercado emergente. Embora as condições econômicas de tais países possam diferir
significativamente das condições econômicas do Brasil, as reações dos investidores a acontecimentos nestes
países poderão ter efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de emissores brasileiros.
Crises em outros países de mercado emergente poderão diminuir o interesse de investidores nos valores
mobiliários de emissores brasileiros, inclusive de nossa companhia.
No futuro, isso poderia tornar mais difícil nosso acesso aos mercados de capitais e o financiamento de nossas
operações em termos aceitáveis ou mesmo em quaisquer termos. Em função das características do setor elétrico
brasileiro (o qual exige investimentos significativos em ativos operacionais) e em função de nossas necessidades de
financiamento, se o acesso aos mercados de capitais e financeiros for restringido, poderemos enfrentar dificuldades
para concluir nosso plano de investimento e para renegociar nossas obrigações, o que poderá afetar adversamente
nosso negócio, resultados operacionais e situação financeira.
A relativa volatilidade e falta de liquidez dos mercados de valores mobiliários brasileiros poderão prejudicar
nossos acionistas.
Investir em valores mobiliários da América Latina, tais como as ações preferenciais e ordinárias, as ADSs de
ações preferenciais ou as ADSs de ações ordinárias, envolve grau de risco mais elevado do que investimento
em valores mobiliários de emissores de países com um cenário político e econômico mais estável, sendo esses
investimentos, de modo geral, considerados de natureza especulativa. Esses investimentos estão sujeitos a
certos riscos econômicos e políticos, tais como, entre outros:
Mudanças dos cenários normativo, fiscal, econômico e político que possam afetar a capacidade de
investidores de receber pagamento, no todo ou em parte, relacionado a seus investimentos; e
Restrições a investimento estrangeiro e repatriação de capital investido.
33
O mercado de valores mobiliários brasileiro é significativamente menor, menos líquido, mais concentrado e mais
volátil do que os principais mercados de valores mobiliários dos Estados Unidos. Isso poderá limitar substancialmente
a capacidade do investidor de vender as ações subjacentes a suas ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações
ordinárias pelo preço e no prazo que deseja. Em 2015, a Bolsa de Valores de São Paulo (BM&F Bovespa - Bolsa de
Valores, Mercadorias e Futuros), ou BM&F Bovespa, a única bolsa de valores do Brasil na qual as ações são
negociadas, teve capitalização anual de aproximadamente R$1,67 trilhões e média diária de volume de negociações de
aproximadamente R$6,79 bilhões.
Detentores de ADSs de ações preferenciais e de ADSs de ações ordinárias e detentores de nossas ações
podem ter direitos de acionistas diversos daqueles conferidos aos detentores de ações de companhias dos
Estados Unidos.
Nossa governança corporativa, exigências de divulgação de informações e práticas contábeis aplicáveis são
regidas por nosso Estatuto Social, pelo Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa
Nível 1 da BM&F Bovespa, pela Lei Brasileira das Sociedades por Ações e pelas normas da CVM. Essas
regulamentações poderão diferir dos princípios legais que se aplicariam, caso nossa Companhia tivesse sido
constituída em jurisdição nos Estados Unidos, tais como Delaware ou Nova York, ou em outras jurisdições
fora do Brasil. Adicionalmente, os direitos de um detentor de uma ADS, que são derivados dos direitos
conferidos aos detentores de ações preferenciais ou ordinárias, conforme o caso, de ter seus interesses
protegidos frente a deliberações tomadas por nosso Conselho de Administração ou pelo nosso acionista
controlador podem diferir segundo a Lei Brasileira de Sociedade por Ações das normas de outras jurisdições.
Normas contra ‘insider trading’ e ‘self-dealing’, bem como demais normas para preservação de direitos de
acionistas, poderão também ser diferentes no Brasil em relação às normas dos Estados Unidos,
desfavorecendo potencialmente detentores de ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações
preferenciais e ADSs de ações ordinárias.
Controles e restrições cambiais sobre remessas ao exterior poderão prejudicar detentores de ADSs de ações
preferenciais e ADSs de ações ordinárias.
O investidor poderá ser adversamente afetado pela imposição de restrições às remessas para investidores
estrangeiros dos recursos gerados por seus investimentos no Brasil, assim como à conversão do Real (R$) em
moedas estrangeiras. Restrições como essa prejudicariam ou impediriam a conversão de dividendos,
distribuições ou produto de qualquer venda de ações preferenciais ou ordinárias do Real para Dólares
Americanos (US$). Não podemos garantir que o Governo Federal do Brasil não tomará medidas restritivas no
futuro.
Mudanças nas leis tributárias brasileiras podem causar um impacto adverso nos tributos aplicáveis à venda
de nossas ações, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias.
A Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, determina que a venda de ativos localizados no Brasil está
sujeita à tributação no Brasil, independente de esta venda ocorrer dentro ou fora do país. Esta regra é válida
tanto para o caso em que o vendedor não seja residente do Brasil e o comprador seja um residente do Brasil,
quanto para a situação em que ambos residam em outro país.
Não existe uma instrução clara relativa à aplicação da Lei nº 10.833/03. Desta forma, somos incapazes de
prever se os tribunais brasileiros decidirão se ela é aplicável em situações de venda das nossas ADSs de ações
preferenciais ou ordinárias entre comprador não residente no Brasil e vendedor residente ou não residente no
Brasil. Entretanto, na ocorrência da venda de ativos ser interpretada de modo a incluir uma venda de nossas
ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias, a aplicação dessa lei tributária resultaria,
consequentemente, na imposição de imposto de renda na fonte nas vendas de nossas ADSs de ações
preferenciais e ADSs de ações ordinárias por um não residente a um residente ou não residente no Brasil.
34
Os acionistas estrangeiros poderão não ser capazes de executar sentenças contras nossos conselheiros ou
diretores.
Todos os nossos conselheiros e diretores residem no Brasil. Substancialmente nossos ativos, bem como os
bens dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Em decorrência disso, talvez não seja possível aos acionistas
estrangeiros citá-los nos Estados Unidos ou em outras jurisdições fora do Brasil, penhorar seus bens ou
executar contra elas ou nossa Companhia, nos tribunais dos Estados Unidos ou nos tribunais de outras
jurisdições fora do Brasil, sentenças proferidas com base nas disposições de responsabilidade civil das leis de
valores mobiliários dos Estados Unidos ou das respectivas leis de outras jurisdições.
Para uma decisão proferida em uma jurisdição que não seja brasileira ser executada no Brasil, há a
necessidade de que seja homologada pelo Superior Tribunal de Justiça (STJ), conforme atribuição
constitucional estabelecida no Artigo 105, inciso I, alínea ‘i’, da Constituição de 1988, regulamentada pela
resolução 9/2005 do STJ, e também as disposições dos artigos 15 e 17 do Decreto-Lei 4657 (‘Lei de
Introdução às Normas do Direito Brasileiro’) e os Artigos 34 a 40 da Lei 9307/96 (Lei de Arbitragem).
Permutar ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias por ações que lhe são subjacentes
poderá ter consequências desfavoráveis.
O custodiante brasileiro das ações preferenciais e ações ordinárias deverá obter certificado de registro
eletrônico de capital estrangeiro do Banco Central para remeter dólares americanos do Brasil a outros países
para pagamentos de dividendos, quaisquer outras distribuições em moeda ou quando da alienação das ações
para remeter o produto da venda a ela relacionada.
Se o investidor decidir permutar suas ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias pelas ações
que lhe são subjacentes, ele terá direito de continuar a se basear, pelo prazo de cinco dias úteis a contar da
data da permuta, do certificado de registro eletrônico do banco depositário, de modo a receber quaisquer
recursos distribuídos com relação às ações. Subsequentemente, o investidor talvez não seja capaz de obter e
remeter dólares americanos ao exterior quando da alienação das ações ou distribuições atinentes às ações, a
menos que obtenha seu próprio certificado de registro nos termos da Resolução CMN nº 2.689, de 26 de
janeiro de 2.000, a qual permite a investidores estrangeiros realizar operações de compra e venda nas bolsas
de valores brasileiras. Caso o investidor não obtenha tal certificado, ficará sujeito a tratamento fiscal menos
favorável sobre ganhos em relação às ações preferenciais ou ações ordinárias. Se o investidor tentar obter seu
próprio certificado de registro, ele poderá incorrer em despesas ou sofrer atrasos significativos no processo de
requerimento.
A obtenção de certificado de registro envolve burocracia significativa, incluindo o preenchimento e
apresentação de vários formulários eletrônicos perante o Banco Central e a Comissão de Valores Mobiliários
(CVM). A fim de concluir esse processo, o investidor usualmente necessitará contratar um consultor ou
advogado que tenha experiência em normas do Banco Central e da CVM. Qualquer atraso na obtenção desse
certificado poderá causar impacto desfavorável sobre a capacidade do investidor de receber dividendos ou
distribuições destinadas às ações preferenciais ou ações ordinárias no exterior ou de receber repatriamento de
seu capital tempestivamente.
Se o investidor decidir permutar novamente suas ações preferenciais ou ações ordinárias por ADSs de ações
preferenciais ou ADSs de ações ordinárias, respectivamente, uma vez que tenha registrado seu investimento
em ações preferenciais ou ações ordinárias, ele poderá depositar suas ações preferenciais ou ações ordinárias
no custodiante e tomar por base o certificado de registro do banco depositário, observadas certas condições.
Não podemos garantir que o certificado de registro do banco depositário ou qualquer certificado de registro de
capital estrangeiro obtido pelo investidor não virá a ser afetado por futuras mudanças legislativas ou
regulatórias, nem que restrições adicionais brasileiras aplicáveis ao investidor, à alienação das ações
preferenciais subjacentes ou à repatriação do produto da alienação não serão impostas no futuro.
35
A venda de número significativo de ações, ou a percepção de que aludida venda possa ocorrer, poderia
afetar adversamente o preço vigente de nossas ações, das ADSs de ações preferenciais e das ADSs de ações
ordinárias no mercado.
Em consequência da emissão de novas ações, venda de ações por parte dos acionistas existentes, ou ainda da
percepção de que aludida venda possa ocorrer, o preço de mercado de nossas ações e, como consequência, das
ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias, poderá diminuir de maneira significativa.
As ações preferenciais e ADSs de ações preferenciais geralmente não têm direito a voto e as ADSs de ações
ordinárias só podem votar por procuração, por meio do envio de instrução de voto ao depositário.
De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades por Ações e nosso Estatuto Social, os detentores de nossas
ações preferenciais e, por consequência, de nossas ADSs representativas de ações preferenciais não tem
direito de voto em nossas assembleias gerais, exceto em circunstâncias muito específicas. Os detentores de
nossas ADSs de ações preferenciais poderão também enfrentar dificuldades para exercer certos direitos,
incluindo o direito limitado de voto. Os detentores de nossas ADSs representando ações ordinárias não estão
habilitados a votar em nossas assembleias gerais de acionistas, exceto por procuração por meio do envio de
instrução de voto ao depositário. Em circunstâncias em que não houver tempo hábil para o envio do
formulário com instruções de voto ou em caso de omissão no envio da instrução de voto ao depositário, os
detentores de nossas ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias poderão não ser capazes de
votar mediante instruções ao depositário.
Item 4. Informações sobre a Companhia
Constituição e Histórico
A Companhia foi constituída em Minas Gerais em 22 de maio de 1952 como sociedade por ações de
economia mista com prazo indeterminado de duração, de acordo com a Lei Estadual de Minas Gerais nº 828,
de 14 de dezembro de 1951, e o regulamento que a implementou, o Decreto Estadual de Minas Gerais nº
3.710, de 20 de fevereiro de 1952. Nossa denominação social é Companhia Energética de Minas Gerais –
CEMIG, mas também somos conhecidos como CEMIG. Nossa sede social está estabelecida na Avenida
Barbacena, 1.200, Belo Horizonte, Minas Gerais, Brasil. Nosso principal número de telefone é (55-31) 3506-
3711.
Com a finalidade de atender disposições legais e regulatórias pelas quais fomos obrigados a proceder à
desverticalização de nossos negócios, em 2004 constituímos duas subsidiárias integrais, a Cemig Geração e
Transmissão S.A., aqui designada como Cemig Geração e Transmissão, e Cemig Distribuição S.A., aqui
designada como Cemig Distribuição. A Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição foram criadas
para realizar as atividades de geração e transmissão e distribuição de energia elétrica, respectivamente.
A Companhia contribuiu para a instalação de importantes empresas em Minas Gerais, como a Mannesman,
empresa siderúrgica que produzia tubos sem costura, devido à garantia do Governo Estadual de que a
Companhia poderia suprir sua demanda de energia (à época, metade do consumo de todo o Estado de Minas
Gerais).
Na década de 1950, foram inauguradas as três primeiras usinas hidrelétricas construídas pela Companhia,
quais sejam, Tronqueiras, Itutinga e Salto Grande.
A partir de 1960, a Companhia iniciou suas operações de transmissão e distribuição de energia elétrica.
Adicionalmente, no mesmo período, foi formado o Consórcio Canambra, composto por um grupo de técnicos
canadenses, americanos e brasileiros, que realizou, entre 1963 e 1966, a identificação e avaliação do potencial
hidráulico de Minas Gerais. À época, o estudo já estava alinhado com a ideia de desenvolvimento sustentável
36
e revolucionou o enfoque de construção de usinas no País, além de definir os projetos que garantiriam a
energia no futuro.
Na década de 1970, a Companhia assumiu a distribuição de energia na região da cidade de Belo Horizonte,
incorporando a Companhia Força e Luz de Minas Gerais, e retomou os projetos de construção de grandes
usinas. Em 1978, a Companhia inaugurou a Hidrelétrica São Simão, sua maior hidrelétrica à época. Nessa
década, a transmissão de energia havia dado um grande salto: 6 mil quilômetros de linhas distribuídas pelo
Estado de Minas Gerais.
No início da década de 1980, foi criado o Programa Minas-Luz, uma parceria entre a Companhia, a Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras e Governo Estadual, visando a ampliar o atendimento a populações de
baixa renda no campo e nas periferias urbanas, inclusive nas favelas. Em 1982, foi inaugurada a hidrelétrica
Emborcação, no Rio Paranaíba, a segunda maior hidrelétrica da Companhia à época, que, em conjunto com a
hidrelétrica de São Simão triplicou a capacidade de geração da Companhia. Em 1983, a Companhia instalou a
Assessoria de Coordenação do Programa Ecológico, responsável pelo planejamento e desenvolvimento de
uma política específica de proteção ambiental, permitindo que alternativas energéticas, como a energia eólica
e a solar, a biomassa e o gás natural, tornassem-se objeto de pesquisas pela Companhia.
Em 1986, foi criada a Companhia de Gás de Minas Gerais – Gasmig, uma subsidiária voltada para a
distribuição de gás natural. Em 18 de setembro do mesmo ano, a Companhia teve sua denominação alterada
de Cemig – Centrais Elétricas de Minas Gerais para Companhia Energética de Minas Gerais –Cemig. A
mudança refletiu a ampliação da atuação da Companhia por meio de múltiplas fontes de energia. Ao final da
década de 1980, a Companhia distribuía energia para 96% do território do Estado de Minas Gerais, de acordo
com dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).
37
Nos anos 1990, mesmo durante o período de crise econômica, de acordo com dados da Companhia, a
Companhia atingiu aproximadamente 5 milhões de consumidores, fazendo 237 mil novas ligações em apenas
um ano – um recorde em sua história. Ainda nos anos 1990, a Companhia passou a construir hidrelétricas em
parceria com a iniciativa privada, por meio da qual foi construída, por exemplo, a Usina Hidrelétrica
Igarapava, situada no Triângulo Mineiro, que entrou em operação em 1998.
No ano 2000, a Companhia foi incluída pela primeira vez no Índice Dow Jones de Sustentabilidade,
reconhecimento que vem se repetindo nos últimos anos, consagrando a integração dos três pilares da
sustentabilidade empresarial: econômico, social e financeiro. Além disso, o ano de 2000 foi marcado pela
construção simultânea das hidrelétricas Porto Estrela, Queimado e Funil e pela superação da marca de 5
milhões de consumidores, de acordo com dados da Companhia.
Em 2001, a Companhia iniciou a construção de 12 usinas hidrelétricas e intensificou os investimentos nos
sistemas de distribuição e transmissão. No mesmo ano, as ações da Companhia passaram a ser negociadas
diretamente na Bolsa de Valores de Nova Iorque (New York Stock Exchange – NYSE).
Em 2002, a Companhia atingiu, de acordo com seus dados, a marca de 6 milhões de consumidores e iniciou a
construção da Usina Hidrelétrica Irapé, no Vale do Jequitinhonha. Adicionalmente, no mesmo ano, as ações
da Companhia começaram a ser negociadas na Latibex, segmento da Bolsa de Valores de Madri.
Em 2003, a Companhia iniciou a construção simultânea de diversas hidrelétricas para enfrentar o
racionamento de energia e implementou núcleos de excelência em climatologia, geração termelétrica,
eficiência energética e energias renováveis.
O ano de 2004 apresentou grandes desafios para a Companhia: a entrada em vigor do novo marco regulatório
e, principalmente, o processo de desverticalização de suas atividades de distribuição, geração e transmissão.
No ano subsequente, em virtude do processo de desverticalização, a Companhia passou a ser organizada como
uma holding, com duas subsidiárias integrais: a Cemig Distribuição e a Cemig Geração e Transmissão.
Em 2006, mais de 230 mil novas ligações foram realizadas em Minas Gerais e o investimento em preservação
ambiental chegava a quase R$60 milhões A Usina Irapé foi inaugurada em julho e a Companhia passou a
atuar em outros Estados, por meio da aquisição do controle da Light S.A. (“Light”), situada no Estado do Rio
de Janeiro, e da Transmissoras Brasileira de Energia – TBE, que opera linhas de transmissão no Norte, Centro
Oeste e Sul do Brasil. Além disso, foi iniciada a construção de uma linha de transmissão no Chile.
Em 2008, a Companhia adquiriu participação societária em parques eólicos do Ceará, com potência total de
aproximadamente 100 MW. Iniciou sua participação também no projeto de geração da UHE Santo Antônio,
no Rio Madeira.
Em abril de 2009, a Companhia adquiriu a Terna Participações S.A., atualmente denominada Transmissora
Aliança de Energia Elétrica S.A. (“TAESA”). Em maio de 2013, a Companhia ampliou sua participação no
segmento de transmissão de energia elétrica com a aquisição de participações nas seguintes sociedades:
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE,
Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. – ETEP,
Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE,
Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. – ERTE e
Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. – ECTE.
38
Dessa forma, a Companhia aumentou de 5,4% para 12,6% sua participação no mercado de transmissão de
energia elétrica e se tornou a terceira maior transmissora do Brasil em receita anual permitida (RAP), de
acordo com dados da ANEEL.
Em dezembro de 2009 a Companhia celebrou com a Andrade Gutierrez Concessões S.A., um Contrato de
Compra e Venda de Ações para adquirir até 13,03% da participação acionária desta empresa na Light. Esta
aquisição foi aperfeiçoada em 2010, inciando o processo de consolidação no Grupo de Controle da Light.
Ainda em 2009, a Companhia completou 10 anos consecutivos de participação no Índice Dow Jones de
Sustentabilidade, sendo eleita a líder mundial em sustentabilidade do supersetor de utilities. A Companhia se
mantém como a única empresa do setor elétrico da América Latina a fazer parte desse índice desde sua
criação.
Em 2010, a Companhia e a Light firmaram parceria para o desenvolvimento da tecnologia smart grid, redes
elétricas inteligentes que irão permitir a melhoria na eficiência operacional e a redução das perdas comerciais.
Foi também neste ano que a Companhia foi selecionada para receber, pela segunda vez consecutiva, o status
de Prime (B-) pela Oekom- Research, agência alemã de rating de sustentabilidade. No mesmo ano, a CEMIG
Geração e Transmissão celebrou com a Light contrato para a aquisição de ações representativas de 49% do
capital social da Lightger S.A., sociedade de propósito específico detentora da autorização para exploração da
Pequena Central Hidrelétrica Paracambi.
Em 2011, a Companhia adquiriu ativos relevantes de geração e transmissão de energia elétrica, dentre os
quais destacam-se:
(i) a aquisição de ações representativas de 50% do capital social da União de Transmissora de Energia
Elétrica S.A. – UNISA, a qual é titular de quatro ativos na área de transmissão de energia elétrica, da
Abengoa Concessões Brasil Holding S.A.;
(ii) aquisição de ações através da Amazônia Energia S.A. (Cemig 74,5% e Light 25,5%) de 9,77% da Norte
Energia S.A., que é detentora da concessão para a construção e operação da Usina Hidrelétrica de Belo
Monte, no rio Xingu, no estado brasileiro do Pará. A transação acrescentou 818 MW de capacidade de
geração às nossas explorações totais, aumentando no Brasil a nossa participação de mercado na geração
de energia elétrica de 7% para 8%; acrescentando 280 MW à capacidade total de geração da Light;
(iii) a aquisição do controle acionário da Renova Energia S.A., que há 11 anos atua no segmento de pequenas
centrais hidrelétricas e usinas eólicas; e
(iv) a participação em quatro PCHs em Minas Gerais.
Em 2012, a TAESA concluiu com a Abengoa a aquisição dos 50% remanescentes do capital social da
UNISA. No mesmo ano, a Companhia concluiu a consolidação de seus investimentos no setor de transmissão
de energia elétrica, mediante a transferência de ativos desse setor para a TAESA. Ainda em 2012, a
Companhia foi selecionada pela oitava vez consecutiva para compor a carteira do Índice de Sustentabilidade
Empresarial (ISE) da BM&FBovespa.
Também em 2012, a Cemig iniciou as seguintes atividades:
instalação do Centro Integrado de Medição (CIM), visando aprimorar os processos de faturamento e
perdas e contribuir para a operação e planejamento do sistema elétrico. Contando com aparelhos de alta
tecnologia, o centro é o primeiro passo para a arquitetura das redes inteligentes;
junto com a Empresa de Informática e Informação do Município de Belo Horizonte S/A – Prodabel, a
Cemig vem promovendo a inclusão digital em comunidades carentes da Capital.
39
Atividades referentes às subsidiárias e controladas no ano de 2013. A Companhia adquiriu ativos relevantes
de geração e transmissão de energia elétrica, dentre os quais destacam-se:
Parati realizou uma oferta pública para aquisição de ações com o objetivo de cancelar o registro de
companhia aberta da Redentor Energia S.A. e sua saída do segmento de listagem Novo Mercado. Como
resultado desta oferta pública, a Redentor Energia saiu do segmento de listagem do Novo Mercado, mas
permanecendo listada no segmento tradicional na BM&FBovespa;
Cemig GT celebrou Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras Avenças com a Petróleo Brasileiro
S.A. e com a Jobelpa (tag along), para a aquisição de 49% e 2%, respectivamente, das ações ordinárias da
BRASIL PCH e Acordo de Investimento com Renova Energia S.A, RR Participações S.A., Light Energia
S.A. e CHIPLEY, tendo como objetivo regular a entrada da Cemig GT no bloco de controle da
RENOVA, bem como a estruturação da CHIPLEY, sociedade com participação da Cemig GT e da
RENOVA, para o qual foi cedido o CCVA Brasil PCH;
Inclusão na Renova Energia S.A de 3 SPEs de Geração Eólica com 99,99% de participação: as Centrais
Eólicas Itapuã VIII Ltda., Centrais Eólicas Itapuã XIII Ltda. e Centrais Eólicas Itapuã XIX Ltda.
Cemig Capim Branco Energia S/A, concluiu a aquisição de 30,3% de participação na Sociedade de
Propósito Específico – SPE “Epícares Empreendimentos e Participações Ltda”, do Grupo Suzano,
correspondendo a uma participação adicional de 5,42% no Consórcio Capim Branco Energia;
Madeira Energia S.A. – MESA conta com aportes de recursos dos seus acionistas, bem como linhas de
crédito, empréstimos e financiamentos com perfis de longo prazo;
Gasmig investe para expansão de rede de distribuição e crescimento da GNC e no segmento residencial;
Por deliberação do Conselho de Administração da Cemig, foi autorizada a dissolução da Cemig Serviços
S.A. A extinção na JUCEMG e a baixa do CNPJ ocorreram em agosto e novembro/13, respectivamente;
Distrato Social do Consórcio de Exploração POT-T-603;
Aquisição pela EATE da participação da Orteng nas Transmineiras (Companhia Transleste de
Transmissão, Companhia Transirapé de Transmissão e Companhia Transudeste de Transmissão);
Transferência de controle da TAESA da Cemig GT para a Cemig Holding. Os titulares de debêntures das
2ª e 3ª emissões da CEMIG GT anuíram à redução do Capital Social da Cemig GT em decorrência da
transferência das ações de emissão da TAESA para a Cemig Holding, conforme anuência da ANEEL;
TAESA tem êxito na disputa pelo Lote “A” do Leilão ANEEL 013/2013, constituindo, em decorrência, a
Mariana Transmissora de Energia Elétrica S.A. (linha de transmissão de energia elétrica de 500 kV);
Negociação para criação da empresa Aliança Geração de Energia S.A., para ser uma plataforma de
consolidação de ativos de geração detidos pela Cemig GT e Vale S.A. em consórcios de geração e
investimentos em futuros projetos de geração de energia elétrica;
Negociação para aquisição pela Cemig GT, de 49% de participação da empresa Aliança Norte Energia
Participações S.A., que detetinha a participação dos 9% da Norte Energia S.A. pertencentes à Vale S.A.
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Atividades referentes às subsidiárias e controladas no ano de 2014, dentre as quais destacam-se:
Inclusão na Renova Energia S.A. de 9 SPEs de Geração Eólica, com participação de 99%;
Inclusão na Guanhães Energia S.A. pela criação de 4 SPEs de Geração hidráulica, com participação de
100%;
Criação na Cemig Holding da subsidiária integral Cemig Overseas S.L, com sede na Espanha;
Inclusão na Light Energia S.A. da subsidiária integral Lajes Energia S.A.;
Aquisição de participação acionária detida pela Andrade Gutierrez Participações S.A. e posteriormente
pela SAAG Investimentos S.A. na Madeira Energia S.A. A Cemig GT adquiriu no segundo semestre de
2014 participação indireta na Madeira Energia através dos veículos - Fundo de Investimentos em
Participações Malbec, da Parma Participações S.A. e do Fundo de Investimentos em Participações
Melbourne. O FIP Melbourne adquiriu 83% de participação na SAAG Investimentos S.A., que participa
com 12,4% da Madeira Energia S.A., que participa integralmente da Santo Antônio Energia S.A.;
Atualmente a participação indireta na Cemig representa 8,05%;
Criação, pela Renova Energia S.A., de 17 SPEs de Geração Eólica para participações em leilões de
geração eólica e comercialização de energia eólica no Mercado Livre;
Inclusão na Light S.A. de sua participação acionária de 50,10% na SPE Energia Olímpica, que tem como
objeto a construção e implantação da subestação Vila Olímpica e de duas linhas subterrâneas de 138 kV;
Associação com a Gás Natural Fenosa para a criação da empresa Gás Natural do Brasil S.A., que será
uma plataforma de consolidação de ativos e investimentos em projetos de gás natural;
Alienação da totalidade de participação da Light no capital social de CR Zongshen E-Power Fabricadora
de Veículos S.A.;
Aquisição de 40% de participação da subsidiária Gaspetro na Companhia de Gás de Minas Gerais,
aumentando a participação da Cemig para 99,57% do capital total da Gasmig;
Inclusão do Consórcio Renova Moinhos de Vento na Renova Energia, com participação de 99,99%;
Alteração na composição acionária das empresas STC e ERTE (TAESA);
Criação da CEMIG Participações Minoritárias S.A., como subsidiária integral;
Aquisição pela Cemig GT de 49,9% da Retiro Baixo Energética S.A. de propriedade da Orteng (24,4%) e
Arcadis (25,5%), detentora da UHE Retiro Baixo com Potencia Instalada de 83,7 MW e concessão
vigente até agosto de 2041;
Inclusão do Consórcio Projeto SLT na Cemig GT, com 33,33% de participação. Tem o objetivo de
viabilizar a administração e contabilização das contratações de consultores jurídico, ambiental, técnico e
quaisquer outros consultores externos necessários à elaboração dos estudos para aferição de atratividade
da Usina Hidrelétrica São Luiz do Tapajós, localizada no Estado do Pará;
Entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova Energia S.A., com a participação de 27,37% do
capital social total e 36,8% do capital social votante através de aumento de Capital Social por meio da
emissão de 87.186.035 ações ordinárias, nominativas e sem valor nominal;
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Alteração na participação do capital social da ERTE (TAESA);
Constituição de 2 Subholdings pela Renova Energia S.A. denominadas Diamantina Eólica Participações
S.A. e Alto Sertão Participações S.A., com 99,99% de participação. Tem por objeto social a participação
no capital de outras sociedades, na área de geração de energia e na comercialização de energia elétrica;
Exclusão do Consórcio Cosama na Cemig GT;
Exclusão da participação de 40,00% da Cemig Geração e Transmissão na Chipley SP Participações e
alteração do percentual de participação da Renova Energia para 99,99%;
Criação da empresa Aliança Geração de Energia S.A., para ser uma plataforma de consolidação de ativos
de geração detidos pela Cemig GT e Vale S.A. em consórcios de geração e investimentos em futuros
projetos de geração de energia elétrica.
Atividades referentes às subsidiárias e controladas no ano de 2015, dentre as quais destacam-se:
Grupo Renova:
Inclusão na Renova Energia S.A. do Consórcio Renova Moinhos de Vento 2, com participação de
99,99%, com objetivo exclusivo de participação em leilões; da Ventos de São Cristóvão Energias
Renováveis S.A., sociedade de Geração Eólica, com participação de 99,99% (compõe as 70 SPEs);
da CMNPAR Fifty-Four Participações S.A., com 99,99% de participação, cujo objeto social é a
participação em outras sociedades (holding) e de 4 novas subholdings: Bahia Holding S.A., Salvador
Holding S.A., Nova Energia Holding S.A. e ESPRA Holding S.A.;
Transferência da SPE Ventos de São Cristóvão Energias Renováveis S.A., da Renova Energia S.A,
para a Centrais Eólicas Bela Vista XIV S.A.;
Reestruturação da Renova Energia S.A., com as seguintes alterações: Inclusão, na Renova Energia
S.A., da Terraform Global Inc., com 11,36% de participação, cujo objeto social é a participação em
outras sociedades; Inclusão, na Terraform Global Inc de 3 subholdings: Terraform Global BV,
Outras Holdings e TERP GLB Brasil; Transferência da Nova Renova Energia, juntamente com a
Bahia Eólica Participações S.A. e as 5 SPEs de geração eólica, de participação da Renova Energia
S.A., para a TERP GLB Brasil; Transferência da Salvador Holding S.A., de participação da Renova
Energia S.A. para a TERP GLB Brasil; Transferência da Salvador Eólica Participações S.A.,
juntamente com as 9 SPEs de geração eólica, de participação da Nova Renova Energia para a
Salvador Holding S.A., Transferência da Renova Eólica Participações S.A., juntamente com as 15
SPEs de geração eólica, de participação da Nova Renova Energia para a Nova Energia Holding S.A.;
Transferência da Diamantina Eólica Participações S.A., de participação da Renova Energia para a
Alto Sertão Participações S.A.; Transferência de 24 SPEs de geração eólica, de participação da
Renova Energia S.A. para a Diamantina Eólica Participações S.A.;
Aliança Geração de Energia S.A.:
Concluída a operação de associação entre Vale S.A. (“VALE”) e CEMIG GT, mediante a
integralização na Aliança Geração de Energia S.A. (“ALIANÇA”), das participações societárias
detidas por VALE e CEMIG GT nos seguintes ativos de geração de energia: Porto Estrela,
Igarapava, Funil, Capim Branco I, Capim Branco II, Aimorés e Candonga e de 4 SPEs de Geração
Eólica, com participação de 100,00%, denominadas Central Eólica Garrote Ltda., Central Eólica
Santo Inácio III Ltda., Central Eólica Santo Inácio IV Ltda. e Central Eólica São Raimundo Ltda.;
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Cemig Geração e Transmissão S.A.:
Incorporação da Cemig Capim Branco Energia S.A. pela Cemig Geração e Transmissão S.A. –
Cemig GT e, após, a sua consequente extinção na Companhia Energética de Minas Gerais, da Cemig
Capim Branco Energia S.A., devido baixa da inscrição no CNPJ da Receita Federal do Brasil
Aquisição pela Cemig GT de 49% da Aliança Norte Energia Participações S/A, detentora da
participação de 9,00% da Norte Energia S/A. (Belo Monte), pertencentes à Vale, correspondente a
uma participação indireta na NESA de 4,41%;
Exclusão, na Cemig GT, dos Consórcios Aimorés e Funil, devido baixas das inscrições no Cadastro
Nacional de Pessoa Jurídica-CNPJ da Receita Federal do Brasil;
Exclusão da EBL Companhia de Eficiência Energética S.A., de participação da Light Esco Prestação de
Serviço S.A. de 33%.
Parati made a public tender offer seeking to acquire all of the outstanding shares of Redentor Energia
S.A. (“Redentor”) and delist Redentor’s shares from BM&FBOVESPA. As a result, Parati became the
owner of 99,79% of Redentor’s equity interest;
Cemig GT tem êxito na disputa pelo Lote “D” do Leilão ANEEL 012/2015. Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência. Esse
lote compreendia treze usinas que pertenciam à Cemig e cinco que estavam sob a responsabilidade de
Furnas Centrais Elétricas S.A. Usinas Cemig: Três Marias, Salto Grande, Itutinga, Camargos, Marmelos,
Joasal, Paciência, Piau, Tronqueiras, Peti, Cajuru, Gafanhoto e Martins. Usinas Furnas: Coronel
Domiciano, Dona Rita, Sinceridade, Neblina e Ervália. Total de empreendimentos: 18 e Potência
instalada total de 699,57 MW;
As sociedades constituídas no Brasil a seguir descritas são as nossas principais subsidiárias e controladas, que
foram consolidadas em nossas demonstrações financeiras, sendo as controladas em conjunto por equivalência
patrimonial.
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Nossas principais subsidiárias e sociedades controladas em conjunto incluem:
Cemig Geração e Transmissão S.A.(“Cemig GT”): participação de 100%, que realiza atividades geração
e transmissão;
Cemig Distribuição S.A.(“Cemig D”): participação de 100%, que realiza atividades de distribuição de
energia;
Companhia de Gás de Minas Gerais (“Gasmig”): participação de 99,57%, adquire, transporta, distribui e
vende gás natural;
Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (“Taesa”): controlada em conjunto, com participação
direta de 42.72% no seu capital social total e 31.54% no capital votante. Construção, implantação,
operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica em 18 Estados do País;
Light S.A.: controlada em conjunto, com participação direta de 26,06% e indireta de 6,42% do total de
seu capital. Tem por objeto social a participação em outras sociedades, como sócia-quotista ou acionista,
e a exploração, direta ou indiretamente, conforme o caso, de serviços de energia elétrica, compreendendo
os sistemas de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica, bem como de
outros serviços correlatos;
Renova Energia S.A.: controlada em conjunto, com participação direta de 27,37% do capital social total e
36,8% do capital social votante. Sociedade de capital aberto, atua no desenvolvimento, implantação e operação
de projetos de geração de energia de fontes renováveis – eólica, pequenas centrais hidrelétricas e solar, e na
comercialização de energia a atividades relacionadas. A Renova Energia é detentora do maior complexo eólico
da América Latina, localizado na Região Central da Bahia;
Aliança Geração de Energia S.A.: controlada em conjunto, com participação direta de 45% do capital
social e votante. Sociedade de capital fechado, atua como uma plataforma de consolidação de ativos de
geração e investimentos em futuros projetos de geração de energia elétrica.
Estratégia
A nossa visão e meta são consolidar nesta década nossa posição como o maior grupo do setor de energia
elétrica do Brasil, com presença no setor de gás natural, tornando-se líder mundial em sustentabilidade,
admirado pelos clientes e reconhecido por nossa solidez e performance.
A fim de concretizar a nossa visão do futuro e de seguir o nosso Plano Estratégico de Longo Prazo, temos os
seguintes objetivos:
Lutar para ser líder nacional nos mercados em que atuamos, com foco na participação de mercado;
Lutar pela eficiência operacional na gestão de ativos;
Ser uma das companhias mais atraentes para os investidores;
Ser uma referência em gestão empresarial e governança;
Ser inovadora na busca de soluções tecnológicas para a nossa atividade;
Ser uma referência em sustentabilidade social, econômica e ambiental.
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Em 2015 e nos 5 últimos anos, sua capacidade instalada apresentou crescimento constante. A atuação da
Cemig em relação às mudanças climáticas está alinhada à sua estratégia de negócios por meio do
compromisso intitulado “10 iniciativas para o clima”. Publicou o Inventário de Emissão de Gases de Efeito
Estufa verificado por auditoria independente. Crescer envolvendo todos os seus públicos de relacionamento é
a estratégia de responsabilidade social da Cemig que está presente em mais de 774 cidades e 23 Estados do
Brasil, e leva energia de qualidade a milhões de brasileiros.
Fomos parte em várias operações nos últimos anos, que incluem, entre outras, as seguintes:
Aquisições envolvendo a Light e Parati
Em 14 de março de 2013, a Parati S.A. – Participações em Ativos de Energia Elétrica (“Parati”) realizou uma
oferta pública (OPA) para aquisição de ações com o objetivo de cancelar o registro de companhia aberta da
Redentor Energia S.A. e sua saída do segmento de listagem Novo Mercado. Como resultado desta oferta
pública, a Redentor Energia saiu do segmento de listagem do Novo Mercado, mas permaneceu listada na
BM&FBovespa.
Aquisição de participação na Guanhães Energia
Em fevereiro de 2014, inclusão na Guanhães Energia S.A. pela criação de 4 SPEs de Geração hidráulica, com
participação de 100%: PCH Fortuna II S.A., PCH Jacaré S.A, PCH Dores de Guanhães S.A. e PCH Senhora
do Porto S.A..
Em agosto de 2015 as quatro subsidiárias integrais da Guanhães Energia, detentoras de autorização para
implantação e exploração das PCHs, sagraram-se vencedoras no Leilão A-3 de Energia Nova da Aneel nº
04/15. A vitória no certame, além de garantir a celebração de contratos de compra e venda de energia a preços
superiores aos praticados atualmente, garantirá ao projeto previsibilidade de receitas até o final do período de
concessão das PCHs. As obras civis encontram-se 97% concluídas e o início da geração comercial está
previsto para o final de 2016.
Para mais informações relativas à Guanhães Energia, ver a seção “Expansão da Capacidade de Geração”.
Aquisição de participação na Brasil PCH e Acordo de Investimento com a Renova Energia S.A.
Em 14 de junho de 2013, a controlada Cemig GT celebrou Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras
Avenças com a Petróleo Brasileiro S.A (“Petrobras”), para a aquisição de 49% das ações ordinárias da Brasil
PCH (“CCVA Brasil PCH”).
Em 8 de agosto de 2013 a Cemig GT celebrou Acordo de Investimento juntamente com a Renova, RR
Participações S.A. (“RR”), Light Energia S.A. (“Light Energia”) e Chipley. O Acordo de Investimento teve
como objetivo regular a entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova através da subscrição e
integralização pela Cemig GT de novas ações que foram emitidas pela Renova, bem como a estruturação da
Chipley como veículo de crescimento, com participação da Cemig GT e da Renova, para o qual foi cedido o
CCVA Brasil PCH.
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O preço de emissão das ações da Renova foi estabelecido em R$16,2266 por ação ordinária, sendo a parcela
do aumento do capital social da Renova a ser subscrita e integralizada pela Cemig GT de R$1,41 bilhões,
atualizados pela variação do CDI desde 31 de dezembro 2012 até a data do efetivo aumento de capital.
A operação de aquisição de participação da Brasil PCH estava sujeita aos direitos de preferência e de venda
conjunta pelos demais acionistas da Brasil PCH. Findo o prazo estabelecido, nenhum acionista exerceu seu
direito de preferência e somente a acionista Jobelpa S.A. (“Jobelpa”), detentora de 2% das ações da Brasil
PCH, exerceu o seu direito de venda conjunta (“tag along”).
A transação foi concluída em 14 de fevereiro de 2014, com o pagamento pela Chipley do valor de R$739,94
milhões, cujos recursos para a aquisição foram via AFAC da Cemig GT na Chipley.
Em 31 de março de 2014 a Cemig GT realizou o AFAC na Renova no valor de R$810,12 milhões.
Em outubro de 2014 a Cemig GT entrou no bloco de controle da Renova Energia S.A. – Renova, com a
participação de 36,80% do capital social votante e 27,374% do capital total da companhia, mediante a
subscrição e a integralização de 87.186.035 ações ordinárias. Para a realização do aumento de capital, RR e
Light Energia cederam os seus direitos de preferência para a CEMIG GT e o preço das novas ações ordinárias
emitidas pela Renova foi de R$17,7789 por ação. A operação foi realizada mediante a integralização de
adiantamentos para futuro aumento de capital (“AFACs”) no valor total de R$1,55 bilhões, realizados em
14/02/2014 (AFAC da CemigGT na Chipley – R$739,94 milhões) e 31/03/2014 (R$810,12 milhões).
Outros eventos societários com a Renova Energia S.A. em 2014 e 2015
Em janeiro de 2014, inclusão na Renova Energia S.A. de 9 SPEs de Geração Eólica, com participação de
99%: as Centrais Eólicas Bela Vista II Ltda.; as Centrais Eólicas Bela Vista III Ltda.; as Centrais Eólicas Bela
Vista IV Ltda., as Centrais Eólicas Bela Vista V Ltda.; as Centrais Eólicas Bela Vista VI Ltda.; as Centrais
Eólicas Bela Vista VII Ltda.; as Centrais Eólicas Bela Vista IX Ltda.; as Centrais Eólicas Bela Vista X Ltda. e
as Centrais Eólicas Bela Vista XI Ltda.;
Em abril de 2014, criação, pela Renova Energia, de 17 SPEs de Geração Eólica, com sede em Guanambi –
Bahia: Centrais Eólicas Umburanas 1 Ltda., Centrais Eólicas Umburanas 2 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas
3 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 4 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 5 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas
6 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 7 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 8 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas
9 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 10 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 11 Ltda; Centrais Eólicas
Umburanas 12 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 13 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 14 Ltda; Centrais
Eólicas Umburanas 15 Ltda; Centrais Eólicas Umburanas 16 Ltda e Centrais Eólicas Umburanas 18 Ltda.
Em agosto de 2014, inclusão, na Renova Energia, do Consórcio Renova Moinhos de Vento, com participação
de 99,99%.
Em novembro de 2014, Constituição, pela Renova Energia S.A., de 2 empresas sub-holdings, denominadas
Diamantina Eólica Participações S.A. e Alto Sertão Participações S.A., com 99,99% de participação, que tem
por objeto social a participação no capital de outras sociedades, na área de geração de energia e na
comercialização de energia elétrica.
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Acordo de Contribuição de Valores Mobiliários entre a Renova, Terraform Global e SunEdison Inc.
Em maio de 2015, foi celebrado um Acordo de Contribuição de Valores Mobiliários entre a Renova,
Terraform Global e a SunEdison Inc. por meio do qual a Companhia se compromete a contribuir
determinados ativos operacionais na Terraform Global.
A Primeira Fase da Operação contemplou a celebração dos seguintes contratos:
(i) Contrato de compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto ESPRA, correspondentes a
três pequenas centrais hidrelétricas que comercializaram energia no âmbito do Proinfa, com 41,8 MW de
capacidade instalada pelo valor (equity value) de R$136 milhões, mediante pagamento em dinheiro;
(ii) Contrato de compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto Bahia, correspondentes a
cinco parques eólicos que comercializaram energia no LER 2009, com 99,2 MW de capacidade instalada
pelo valor (equity value) de R$451 milhões, mediante pagamento em dinheiro;
(iii) Contrato de permuta de ações para a permuta das ações das subsidiárias da Companhia que detiverem os
ativos do projeto Salvador, correspondente a nove parques eólicos que comercializaram energia no LER
2009, com 195,2 MW de capacidade instalada pelo valor (equity value) de R$1,026 bilhão, por ações da
TerraForm Global com base no preço por ação a ser pago na oferta pública de ações (IPO) da TerraForm
Global em andamento.
A Segunda Fase do Acordo consistia num contrato de permuta de ações de subsidiárias da Renova detentoras
de ativos com 2.204,2 MW de capacidade instalada por ações da TerraForm Global por R$13,4 bilhões de
enterprise value. Uma das condições precedentes para a realização da Segunda Fase do Acordo era a
conclusão da venda da participação da Light no bloco de controle da Renova para a SunEdison. Com a não
consumação da venda da participação, a Segunda Fase do Acordo foi
cancelada.
Aquisição de 9,77% de participação na Norte Energia S.A.: a UHE de Belo Monte
A Usina Hidrelétrica de Belo Monte (“Belo Monte”) é a maior usina atualmente em construção no mundo, e
quando concluída terá uma capacidade instalada de 11.233 MW e Energia Assegurada na média de 4.571
MW. A operação comercial está prevista para começar em abril de 2016 e o prazo da concessão é de 35 anos.
A concessão para a construção e operação da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu, no estado
brasileiro do Pará, pertence à Norte Energia S.A. (“Norte Energia”), que venceu o leilão realizado em abril de
2010.
A região Norte do Brasil é a principal fronteira de expansão da geração de energia hidrelétrica no Brasil, e
mais de 60% do potencial hidrelétrico para expansão ainda está disponível. Assim, entendemos que a
participação nesse projeto tem um valor estratégico. A Usina Hidrelétrica de Belo Monte é o segundo projeto
na região em que a Cemig Geração e Transmissão participa, o primeiro sendo sua participação de 10% no
consórcio para construção da Hidrelétrica de Santo Antônio no estado brasileiro de Rondônia.
A Amazônia Energia Participações S.A. (“Amazônia Energia”) é uma sociedade de propósito específico na
qual os acionistas são: Light S.A., com 51% do capital votante e 25,5% do capital total; e Cemig Geração e
Transmissão, com 49% do capital votante e 74,5% do capital total.
Investigação da Norte Energia S.A.
Em março de 2014, enquanto realizava uma investigação envolvendo um posto de gasolina e de lavagem de
automóveis local na cidade de Brasília (Distrito Federal, Brasil), a Polícia Federal brasileira e procuradores da
república descobriram evidências de um esquema muito mais amplo de corrupção e propinas envolvendo a
petrolífera estatal brasileira, a Petrobras. Em decorrência disto, foi iniciada uma investigação federal,
denominada Operação Lava-Jato, e ela está sendo realizada pelo Ministério Público Federal e a Polícia
Federal sob a supervisão de um juiz federal. No transcurso das investigações da Operação Lava-Jato, diversas
48
companhias e pessoas físicas firmaram acordos de cooperação com as autoridades brasileiras do Ministério
Público Federal (MPF), segundo os quais, os suspeitos optam por colaborar com as autoridades em troca do
abrandamento das suas sentenças. Alguns desses acordos de cooperação continham alegações envolvendo a
Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu no Estado do Pará. Não foram efetuadas acusações criminais
contra a Cemig no âmbito da Operação Lava-Jato.
Em resposta às alegações, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras (‘Eletrobras’), que possui 49,98%
do capital da NESA, contratou uma equipe internacional de investigação para detectar irregularidades em
projetos nos quais ela é acionista, incluindo a NESA (a ‘Investigação Independente’). A equipe da
Investigação concluiu os trabalhos visando identificar informações errôneas nas Demonstrações Financeiras
consolidadas da Eletrobras, incluindo uma análise da NESA.
A equipe da Investigação Independente ainda está efetuando alguns procedimentos, com foco em questões
internas referentes à conformidade com as normas e a regulamentação. Há investigações em andamento, bem
como outras medidas jurídicas sendo conduzidas pelo MPF envolvendo outros acionistas da NESA e alguns
de seus executivos. Baseado em nosso conhecimento atual, a Cemig não estima que estes procedimentos
adicionais proporcionem novas informações relevantes que possam impactar substancialmente suas
Demonstrações Financeiras consolidadas em períodos futuros.
A investigação concluiu que certos contratos com algumas empresas contratadas e fornecedores do projeto da
Usina Hidrelétrica de Belo Monte incluíram propinas estimadas em 1% do preço do contrato mais algumas
outras quantias fixas.
Com base nas conclusões e resultados identificados pela investigação interna independente, a administração
da NESA avaliou o impacto sobre as Demonstrações Financeiras segundo a norma contábil internacional
(International Accounting Standard IAS-16 — “Property, Plant e Equipment“) e concluiu que o valor de
R$ 183 milhões é atribuível ao superfaturamento devido a propinas consideradas de natureza ilícita e não
devem ser capitalizadas como parte do custo do Imobilizado, tendo em vista que tal valor não é um custo
atribuível à operação e manutenção da planta.
A NESA não tem condições de identificar uma forma precisa de estimar os períodos das Demonstrações
Financeiras anteriores nos quais possam ter ocorrido capitalizações excessivas de custos, devido ao fato de
que a informação disponibilizada pela Investigação Independente interna não especifica individualmente os
contratos, pagamentos e os períodos da informação em que tais excessos possam ter ocorrido. É enfatizado,
também, que os pagamentos supostamente indevidos não foram efetuados pela NESA, mas por empresas
contratadas e fornecedores da Usina Hidrelétrica de Belo Monte e esse fator também impede a identificação
das quantias e períodos exatos dos pagamentos.
Por este motivo, a NESA adotou o procedimento especificado na norma contábil internacional para Políticas
Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro (IAS-8—“Accounting Policies, Changes in
Accounting Estimates and Errors”), ajustando as quantias estimadas de custos capitalizados a maior no valor
de R$ 183 milhões, relacionados a pagamentos ilegais nas Demonstrações Financeiras de 31 de dezembro de
2015, devido à impraticabilidade de identificar ajustes para cada período anterior afetado.
Em consequência do ajuste registrado pela NESA, a Cemig contabilizou no ano findo em 31 de dezembro de
2015, conforme o método de equivalência patrimonial, na NESA, o valor de R$ 23 milhões na rubrica
Investimento em contrapartida à equivalência patrimonial na sua Demonstração do Resultado do Exercício.
Deste valor total, R$ 21 milhões se referem à Cemig GT e R$ 2 milhões à Light S.A., conforme a norma
contábil internacional para Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro (IAS-8—
“Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors”).
Para obter informações adicionais, favor consultar “Nota Explicativa,” “Eventos Recentes – Alocação de
Lucro líquido de 2015,” “Item 18. Demonstrações Financeiras – Nota 14 – Investimentos”; e “Item 18.
Demonstrações Financeiras – Nota 23 – Patrimônio e Remuneração aos Acionistas – (c) Dividendos –
Alocação do Lucro Líquido para 2015 – Proposta da Administração.”
49
Aquisição de Participações pela TAESA nas Companhias de Transmissão da Abengoa
Transferência de participações societárias dos ativos de transmissão TBE, detidos pela Cemig e Cemig
Geração e Transmissão para a TAESA e Transferência de controle da TAESA
Em agosto de 2014, alteração na composição acionária das empresas do Grupo TBE:
(i) STC – alteração do percentual de participação da EATE no Capital Social Total, de 80% para 61,55% e
inclusão da ENTE, com participação de 18,45%;
(ii) ERTE – alteração do percentual de participação da TAESA no Capital Social Total, de 49,99% para
35,41% e inclusão da EATE, com participação de 29,16% no Capital Social Total;
Em reunião realizada em 30 de outubro de 2014, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a
realização, pela ENTE, de aporte de capital na ERTE, no valor de R$37.557, equivalentes a 21.732.203 ações
preferenciais (29,41% de participação no capital total), de maneira a conferir à ERTE os recursos necessários
para o pagamento de dividendos retidos e m reservas societárias. Nessa reunião também foi autorizado pelo
Conselho de Administração à celebração entre a Companhia, Alupa, EATE e ENTE, do Termo de Cessão de
Direito de Preferência na subscrição de novas ações e outros valores mobiliários na ERTE, nos termos do qual
foi transferido, a título gratuito, proporcionalmente às suas respectivas ações no capital social da ERTE. Após
esse aporte o capital social totalmente integralizado da ERTE passou a ser de R$109.471, representado por
36.940.800 ações ordinárias e 36.940.800 ações preferenciais, sem valor nominal. Dessa forma, a Taesa
passou a ter uma participação direta na ERTE de 24,99% e indireta de 25,00% (considerando que a Taesa
possui uma participação de 49,98% na EATE e de 49,99% na ENTE), continuando com uma participação
direta e indireta na ERTE de 49,99%. Essa alteração de participação não gerou ágio ou deságio nem impacto
no resultado da Companhia.
50
Transferência de controle da TAESA da CEMIG GT para a CEMIG
Em 24 de outubro de 2013 as Assembleias Gerais de Debenturistas da 3ª emissão da Cemig Geração e
Transmissão S.A, anuíram nos termos do art. 174, §3º, da Lei das S/A, a redução do Capital Social da Cemig
GT de R$3.296.785 mil para R$893.192 mil em decorrência da transferência das ações de emissão da
Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – TAESA para a Companhia Energética de Minas Gerais –
CEMIG, garantidora das Debêntures das Emissões, conforme anuência da Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL, obtida por meio da Resolução Autorizativa nº 4.108/2013, de 14 de maio de 2013, e
deliberado pela Assembleia Geral Extraordinária da Cemig GT realizada em 26 de setembro de 2013.
Por se tratar de transação entre entidades sob controle comum, a transferência foi realizada pelo custo
histórico dos investimentos naquela data, sem impactos nos resultados da Cemig ou da sua controlada Cemig
GT.
Aquisição da subestação de São Gotardo pela TAESA
Em 6 de junho de 2012, a TAESA ganhou o Lote E do Leilão ANEEL 005/2012. A TAESA constituiu uma
sociedade de propósito específico chamada São Gotardo Transmissora de Energia S.A. à qual a ANEEL
concedeu o direito de exploração comercial da concessão, que compreende duas funções de transmissão
dentro da subestação São Gotardo 2 no Estado de Minas Gerais. A TAESA não ofereceu desconto em relação
à RAP base inicial de R$3,74 milhões. A empresa entrou em operação em fevereiro de 2014.
Oferta Pública de Ações da TAESA
Os cotistas do Fundo de Investimento em Participações Coliseu (“FIP Coliseu”), Fundo de Investimento em
Participações que integra o bloco de controle da Companhia, aprovaram na 19ª Assembleia Geral de Cotistas
realizada em 21 de outubro de 2014 a prorrogação do prazo de duração do FIP Coliseu, que deveria encerrar-
se no dia 26 de outubro de 2014, por até 720 dias contados de 21 de outubro de 2014.
51
A Cláusula 16.1.1 do Primeiro Aditivo ao Acordo de Acionistas da Taesa (“Acordo de Acionistas”)
estabelece que o Santander Participações S.A. (“Santander”), cotista do FIP Coliseu e, portanto, acionista
indireto da Taesa, deixará de ser parte do Acordo de Acionistas em 30 de outubro de 2014. Para tornar efetiva
tal desvinculação do Acordo de Acionistas e, ainda, por força da prorrogação do prazo de duração do FIP
Coliseu mencionada acima, foi realizada a 20ª Assembleia Geral de Cotistas do FIP Coliseu, ocasião em que
foi aprovada a cisão parcial do FIP Coliseu, com a versão das ações ordinárias da Taesa de titularidade
indireta da Santander, então detidas pelo FIP Coliseu, para o Fundo de Investimento em Participações Resling
(cujo único cotista é o próprio Santander, doravante “FIP Resling”).
Dessa forma, o FIP Resling tornou-se detentor de 76.258.597 ações ordinárias da Taesa. por solicitação do
Santander, o Conselho de Administração da Taesa homologou, no dia 30 de outubro de 2014, a conversão de
50.839.064 ações ordinárias detidas pelo FIP Resling em ações preferenciais.
O Conselho da Companhia, na sequência, também por solicitação do Santander, homologou a emissão de
25.419.532 Units da Taesa em favor do FIP Resling, mediante o grupamento das 50.839.064 ações
preferenciais convertidas às 25.419.532 ações ordinárias detidas FIP Resling em 30 de outubro de 2014.
Após a cisão das ações de titularidade do Santander e emissão das Units em posse do mesmo, a composição
do capital social da Companhia foi alterada, conforme disposto nas tabelas abaixo:
Ações ON % Ações PN % Capital Total %
FIP Coliseu ......... 228.775.790 35,7% – 0,0% 228.775.490 22,1% Cemig ................. 293.072.229 45,7% 155.050.644 39,5% 448.122.873 43,4% Mercado .............. 93.446.517 14,6% 186.892.944 47,6% 280.339.461 27,1% FIP Reslinq ......... 25.419.533 4,0% 50.839.064 12,9% 76.258.597 7,4%
Total ................... 640.714.069 100,0% 392.782.652 100,0% 1.033.496.721 100,0%
As demais cláusulas do Acordo de Acionistas da Companhia permanecem validas até o fim das concessões,
sendo, portanto, mantida a gestão compartilhada da Companhia entre a CEMIG e o FIP Coliseu ou seus
sucessores.
Aumento da participação na Gasmig
Em 29 de julho de 2014 aquisição de 40% de participação da subsidiária Gaspetro na Companhia de Gás de
Minas Gerais ("GASMIG"), conforme aprovado pelos Conselhos de Administração da CEMIG e da
Petrobras. A aquisição, ocorrida pelo valor de R$600 milhões, está sujeita a determinadas condições
precedentes usuais, incluindo a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica e a anuência
do poder concedente do Estado de Minas Gerais. Esta aquisição pela Cemig é parte de sua estratégia de
criação, em parceria com a Gás Natural Fenosa (“GNF”), da Gas Natural do Brasil S.A. ("GNB"), que será
sua plataforma de consolidação de ativos e investimentos em projetos de gás natural.
Em outubro de 2014, alteração na participação da Companhia Energética de Minas Gerais na Gasmig, no
capital votante de 58,71% para 98,71% e no capital total de 59,57% para 99,57%.
52
Associação com a Gás Natural Fenosa (GNF)
Em 13 de junho de 2014, a CEMIG celebrou acordos com a Gás Natural Fenosa (“GNF”) que formalizaram a
associação para a criação da empresa Gás Natural do Brasil S.A. (“GNB”), que será uma plataforma de
consolidação de ativos e investimentos em projetos de gás natural.
Aquisição de participação no Consórcio da Usina de Capim Branco
A Cemig Capim Branco Energia S/A, (“Cemig Capim Branco”), subsidiária integral da Cemig, concluiu em
28 de maio de 2013 a aquisição de 30,3030% de participação na Sociedade de Propósito Específico – SPE
“Epícares Empreendimentos e Participações Ltda”, empresa do GrupoSuzano, que detém 17,89% de
participação no Consórcio Capim Branco Energia (“Consórcio”). Portanto, esta aquisição corresponde a uma
participação adicional de 5,42% no Consórcio.
O valor da avaliação econômica referente à participação adquirida correspondeu a R$94 milhões. O valor da
aquisição foi apurado através da metodologia do fluxo de caixa descontado, sendo que a diferença entre a
consideração transferida e o valor justo dos ativos foi alocada à concessão do empreendimento, tendo a
geração de caixa esperada durante o período de vigência da concessão. Este intangível será amortizado de
maneira linear de junho de 2013 até agosto de 2036, data de encerramento da concessão.
No dia 27/02/2015, a Assembleia Geral Extraordinária de acionistas da Cemig deliberou autorizar a
incorporação da Cemig Capim Branco Energia S.A. pela Cemig GT e, após, a sua consequente extinção. A
incorporação consiste na transferência da Cemig para a Cemig GT das participações diretas e indiretas detidas
por Cemig Capim Branco, equivalentes a 26,4752% das UHEs Amador Aguiar I e II, sendo que, desse total,
Capim Branco detém de forma direta 21,0526% das UHE s Amador Aguiar I e II e Capim Branco detém
30,3030% do capital social da Epícares Empreendimentos e Participações Ltda. que, por sua vez, detém
17,8947% das UHEs Amador Aguiar I e II. A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL aprovou a
transferência.
Essa incorporação era uma das condições precedentes para a integralização na Aliança Geração de Energia
S.A., das participações detidas por Vale S.A. e Cemig GT nos seguintes ativos de geração de energia: Porto
Estrela, Igarapava, Funil, Capim Branco I, Capim Branco II, Aimorés e Candonga (a “Associação”). Em
decorrência da incorporação, houve aumento do capital social da Cemig GT de R$1,7 bilhão e alteração do
“caput” do artigo 5º do Estatuto Social da Cemig GT.
53
Parceria para Consolidação de Participações em Investimentos de Geração de Energia Elétrica (Criação da
Aliança Geração de Energia S.A.)
Em 19 de dezembro de 2013, a Cemig GT celebrou documentos comerciais e societários com a Vale S/A.
(“Vale” e, em conjunto com a Cemig GT, as “Partes”), que formalizaram a associação para a criação da
empresa Aliança Geração de Energia S/A, com o objetivo de ser uma plataforma de consolidação de ativos de
geração detidos pelas partes em consórcios de geração e investimentos em futuros projetos de geração de
energia elétrica (“Associação”).
Em 05 de agosto de 2014, a Cemig GT e a Vale celebraram Contrato Definitivo de Associação, regulando,
dentre outras matérias, o ingresso da Cemig GT no Capital Social da Aliança Geração de Energia S.A.,
mediante a subscrição e integralização de 98.029 (noventa e oito mil e vinte e nove) ações ordinárias,
nominativas e sem valor nominal. Assim, a Cemig GT passou a deter 45% de participação no Capital Social
Votante e Total da Aliança, enquanto a Vale detém 55% de participação no Capital Social Votante e Total da
referida Empresa. O Contrato Definitivo previa que, após o cumprimento das condições precedentes, o
segundo aumento do Capital Social da Aliança ocorreria na Data de Fechamento da operação, de modo que as
ações que seriam emitidas, subscritas e integralizadas por Cemig GT e a Vale, preservaria as participações de
55% para a Vale e 45% para a Cemig GT.
Em 27 de fevereiro de 2015, após aprovada na Assembleia Geral Extraordinária de acionistas da Cemig, foi
concluída a operação de associação entre Vale S.A. (“VALE”) e CEMIG GT, mediante a integralização na
Aliança Geração de Energia S.A. (“ALIANÇA”), das participações societárias detidas por VALE e CEMIG
GT nos seguintes ativos de geração de energia: Porto Estrela, Igarapava, Funil, Capim Branco I, Capim
Branco II, Aimorés e Candonga (a “Associação”).
A ALIANÇA passou a possuir a capacidade instalada hídrica de 1.158 MW (652 MW médios) em operação,
dentre outros projetos de geração. VALE e CEMIG GT detêm, respectivamente, 55% e 45% do capital total
desta empresa, avaliada na época da aprovação da Operação em R$4,5 Bilhões.
Os Consórcios Aimorés e Funil e Cemig Capim Branco Energia já sofreram baixa na Receita Federal.
A Cemig GT também se comprometeu em adquirir, pelo valor aproximado de R$310 milhões, 49% de
participação da Aliança Norte Energia Participações S/A, que detem a participação de 9% da Norte Energia
S/A. (“Norte Energia”) pertencentes à Vale. O preço de aquisição, correspondente ao valor dos aportes de
capital realizados pela Vale até 27 de fevereiro de 2015, foi pago à vista na data do fechamento, corrigido
pelo IPCA. Com a aquisição, a Cemig GT passou a deter indiretamente mais 4,41% da Norte Energia, o que
representa uma capacidade instalada de 495,39 MW (201 MW médios).
Os contratos da Associação e de Aquisição estabeleceram o controle compartilhado entre as partes e
alinhamento integral na tomada de todas as decisões na operação das companhias.
Em 31/03/2015 foi concluída a aquisição dos 49% de participação da Aliança Norte Energia Participações
S/A, detentora da participação de 9% da Norte Energia S/A. (NESA), pertencentes à Vale (“Aquisição
Aliança Norte”), correspondente a uma participação indireta na NESA de 4,41%. Encerra-se assim, a
condição resolutiva citada no Fato Relevante de 27/02/2015.
O Preço da Aquisição foi de R$310 milhões (trezentos e dez milhões) referente aos aportes efetuados pela
Vale no capital social da NESA até a data do fechamento, corrigido pelo IPCA da data de cada aporte até 28 -
02-2015, proporcionalmente à participação societária indireta na NESA de 4,41%.
54
Investimento na usina de Santo Antônio através da Madeira Energia S.A. (MESA) e do FIP Melbourne
A Madeira Energia S.A. (MESA) e sua controlada Santo Antônio Energia S.A. (SAESA) estão incorrendo em
gastos de constituição relacionados com o desenvolvimento do projeto de construção da Usina Hidrelétrica
Santo Antônio. O ativo imobilizado constituído pelos referidos gastos totalizava, em 31 de dezembro de 2015,
R$22.180.386 mil, os quais, de acordo com as projeções financeiras preparadas pela sua administração,
deverão ser absorvidos por meio das receitas futuras geradas a partir do início das operações de todas as
unidades geradoras da entidade. Em 31 de dezembro de 2015, o montante do ativo imobilizado proporcional à
participação da Companhia nesta controlada em conjunto é de R$4 bilhões.
A garantia física de energia da UHE Santo Antônio é de 2.218 MW médios e foi atingida em setembro de
2014 com a entrada em operação comercial da 32ª unidade geradora. A UHE Santo Antônio encerrou o ano
de 2015 com 35 unidades geradoras e em novembro de 2016, quando a usina estará totalmente concluída e a
plena carga, terá 50 turbinas em operação, elevando sua capacidade de geração para 3.568 MW.
Em 19 de novembro de 2014, a SAAG Investimentos S.A. (SAAG) e a Cemig GT ingressaram com ação
cautelar em face da MESA, solicitando concessão de liminar para que, até a apreciação do mérito pelo
Tribunal Arbitral, seja suspenso o prazo para exercício, pela SAAG e pela Cemig GT, do direito de
preferência para subscrição e integralização de sua parcela proporcional do aumento de capital da MESA, no
valor de R$174,72 milhões, aprovado na Assembleia Geral Extraordinária de acionistas da MESA, realizada
em 21 de outubro de 2014.
Adicionalmente, foi solicitada suspensão de todos os efeitos das deliberações relativamente à SAAG e Cemig
GT e às suas participações em MESA, inclusive no que diz respeito à diluição e às penalidades previstas no
Acordo de Acionistas da MESA.
O pedido liminar foi concedido no dia 21 de novembro de 2014 pela 39ª Vara Cível do Foro Central de São
Paulo. Foi instaurado procedimento arbitral em face da MESA perante a Câmara de Arbitragem do Mercado
(“CAM”), sendo que o mesmo é revestido de confidencialidade, nos termos do Regulamento do CAM. Em 31
de dezembro de 2015, a referida arbitragem aguarda julgamento.
Existem investigações em andamento e outras medidas legais conduzidas pelo MPF envolvendo outros
acionistas da Madeira Energia S.A. e alguns executivos desses outros acionistas indiretos.
Aumento de participação mediante aquisição de participação indireta via Fundo de Investimento em
Participações Melbourne (“FIP Melbourne”)
No dia 06 de junho de 2014, a Andrade Gutierrez Participações S.A. (“AGP”) alienou ações preferenciais
nominativas e ações ordinárias nominativas, correspondentes a 83% do capital social total e 49% do capital
social votante da SAAG Investimentos S.A. (“SAAG”), para o FIP Melbourne, administrado pelo Banco
Modal, do qual a Cemig GT e entidades de previdência complementar são investidoras por meio de uma
estrutura de fundos de investimento em participações (“Fundos”) e sociedade de propósito específico (“SPE”
e, em conjunto com os Fundos, “Estrutura de Investimento”).
A Cemig GT detém participação inferior a 50% do patrimônio dos Fundos e inferior a 50% capital social
votante da SPE, preservando a natureza privada da Estrutura de Investimento. A SAAG detém 12,4% do
capital social total da MESA.
Com a conclusão da operação em 25 de agosto de 2014 e alguns movimentos societários ocorridos até 31 de
março/2016 a Cemig GT passou a deter uma participação indireta de 8,13% na MESA, além da sua
participação direta de 10%.
55
O valor da aquisição foi apurado através da metodologia do fluxo de caixa descontado, sendo que a diferença
entre o valor contábil e o valor justo dos ativos foi alocada à concessão do empreendimento, tendo como base
a geração d e caixa esperada durante o período de vigência da concessão. Este intangível será amortizado de
maneira linear da data de aquisição até junho de 2043, data de encerramento da concessão.
Outros Eventos Societários em 2014 e 2015
Em março de 2014, inclusão no organograma da Companhia da subsidiária integral Cemig Overseas S.L, com
sede na Espanha e inclusão na Light Energia S.A. da subsidiária integral Lajes Energia S.A..
Em maio de 2014 houve a inclusão na Light S.A. de sua participação acionária de 50,10% na SPE Energia
Olímpica, que tem como objeto a construção e implantação da subestação Vila Olímpica e de duas linhas
subterrâneas de 138 kV, que se conectarão à subestação, bem como sua operação e manutenção.
Em 04 de agosto de 2014, na reunião do Conselho de Administração da Companhia, foi autorizada a
constituição da subsidiária integral Cemig Participações Minoritárias S.A.- CemigPar, cujo objeto social é
exclusivamente a participação minoritária no capital social de outras sociedades, cujas atividades forem
relacionadas a serviços de energia, óleo e gás, em seus diversos campos, bem como o desenvolvimento e a
exploração de sistemas de telecomunicação e de informação, com capital inicial de um mil reais, representado
por mil ações ordinárias, nominativas e sem valor nominal.
Em outubro de 2014 inclusão da Cemig Participações Minoritárias S.A. na Companhia.
Em outubro de 2014, inclusão, na Cemig GT, de 33,33% de participação no Consórcio Projeto SLT, com o
objetivo de viabilizar a administração e contabilização das contratações de consultores jurídico, ambiental,
técnico e quaisquer outros consultores externos necessários à elaboração dos estudos para aferição de
atratividade da Usina Hidrelétrica São Luiz do Tapajós, localizada no Estado do Pará.
Em dezembro de 2014, exclusão na Cemig Geração e Transmissão do Consórcio Cosama, com participação
de 49,00%. Em fevereiro de 2015: exclusão da EBL Companhia de Eficiência Energética S.A., de
participação da Light Esco Prestação de Serviço S.A. (33,00%).
Em abril de 2015, o Consórcio UHE Itaocara, constituído pela Cemig Geração e Transmissão S.A. (49%) e
pela Itaocara Energia Ltda. (51%), subsidiária integral da Light S.A., foi o vencedor da concessão da UHE
Itaocara I, com potência instalada de 150 MW. O empreendimento será construído no rio Paraíba do Sul e
abrangerá os municípios de Aperibé, Cantagalo, Itaocara e Santo Antônio de Pádua, no estado do Rio de
Janeiro, e Pirapetinga, em Minas Gerais. O início das obras está previsto para 2016 e a expectativa é que
sejam gerados cerca de 1.200 empregos diretos e de 2.200 indiretos, no pico de obra. Destaca -se, ainda, que o
Consórcio UHE Itaocara já possui a Licença de Instalação (LI), emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e de Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a Declaração de Utilidade Pública (DUP), emitida
pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Leilão Aneel 12/2015 de Usinas em operação:
Em 25 de novembro de 2015 a Cemig GT venceu a disputa pelo Lote D do Leilão Aneel 12/2015, formado
por 18 usinas hidrelétricas. A modalidade do Leilão foi pela contratação de concessões de Usinas
Hidrelétricas, em regime de alocação de cotas de sua Garantia Física de Energia e de Potência às
concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado
Nacional.
56
Entre as hidrelétricas arrematadas pela Cemig estão algumas que se confundem com a própria história da
empresa, como Três Marias, Itutinga e Salto Grande. Três Marias foi um marco na engenharia brasileira
porque sua construção, nos anos 1960, permitiu ao País adquirir conhecimento para a construção de grandes
barragens de geração elétrica. Salto Grande gerou a energia que permitiu a instalação dos grandes complexos
siderúrgicos do Vale do Aço.
Das 18 usinas arrematadas, 14 já são operadas pela Cemig, mas sua concessão pelo governo federal se
extinguiu. Além delas, a Cemig conquistou quatro novas hidrelétricas: Ervália, Coronel Domiciano,
Sinceridade e Neblina. Os novos ativos acrescentam quase 50 MW ao parque gerador da Cemig Geração e
Transmissão. O total gerado pelas 18 usinas é de aproximadamente 700 MW. A Empresa vai desembolsar
R$2,26 bilhões nos próximos meses, pelo pagamento da Bonificação pela Outorga necessário para a
assinatura do Contrato de Concessão (instituída pela §7º do art. 8º da Lei nº 12.783/2013 e acrescido pela MP
nº 688/2015). Irá garantir uma receita de R$500 milhões por ano para o caixa da Cemig, nos próximos 30
anos. No balanço do terceiro trimestre de 2015, a geração foi responsável por 81,2% do lucro da Empresa.
A diretoria da Companhia acredita que a vitória no leilão permite que a Empresa volte a planejar com
segurança o seu futuro, tanto para se consolidar como o maior grupo integrado de energia elétrica do País
como para avançar em direção às novas fronteiras tecnológicas do setor de energia, dentro e fora do Brasil.
Veja abaixo a relação das 18 usinas do lote D:
Usina
Potência
Instalada
(MW) Usina
Potência
Instalada
(MW) Usina
Potência
Instalada
(MW)
Três Marias .......................... 396 Sinceridade 1,42 Paciência 4,08
Itutinga ................................. 52 Neblina 6,47 Piau 18,012
Salto Grande......................... 102 Cajuru 7,2 Peti 9,40
Camargos ............................. 46 Gafanhoto 14 Dona Rita 2,41
Ervália .................................. 6,97 Marmelos 4 Tronqueiras 8,5
Coronel Domiciano .............. 5,04 Joasal 8,4 Martins 7,7
Aumento de capital da Renova
A Renova Energia S.A. aprovou em 02 de fevereiro de 2016, aumento de capital no valor de até R$731
milhões mediante a emissão de 81.587.997 de novas ações ordinárias e de até 28.208.946 de novas ações
preferenciais, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal, pelo preço de emissão por ação ordinária ou
preferencial de R$6,66 e de R$19,98 por Unit. Cada ação, quer seja ordinária ou preferencial e cada Unit,
conferirá ao seu titular o direito de preferência para subscrever 0.344436239 nova ação ou Unit. A
participação da Cemig neste aumento de capital da Renova Energia S.A. se dará por meio de sua subsidiária
integral, Cemig Geração e Transmissão S.A., que aprovou o aporte de até R$240,0 milhões, sendo R$85,0
milhões subscritos e integralizados no dia 03 de fevereiro de 2016, e R$115,0 milhões que serão subscritos e
integralizados em março de 2016, e a té R$40,0 milhões a serem subscritos e integralizados na rodada de
sobras, no caso de existência.
57
Permuta das Debêntures Participativas da AGC Energia por ações da Cemig
Em 03 de março de 2016, a BNDESPAR permutou a totalidade das debêntures objeto da Escritura da 1ª
Emissão Privada de Debêntures Perpétuas, Participativas, Não Conversíveis, Permutáveis, da Espécie com
Garantia Real, em série Única, da AGC Energia por 54.342.992 ações ordinárias e 16.718.797 ações
preferenciais de emissão da Companhia Energética do Estado de Minas Gerais (“CEMIG”), de titularidade da
AGC Energia. Após a referida permuta, a participação da BNDESPAR no capital ordinário e preferencial da
Companhia – que, em 02 de março de 2016, totalizava 0% e 1,13% – passou a corresponder a 12,9% e 3,13%,
respectivamente. Desta forma, a participação da BNDESPAR no capital total da Companhia que representava
0,75%, passou a corresponder a 6,4%.
Rescisão do Contrato de Venda da ESPRA entre a Renova e a Terraform
Em 02 de abril de 2016, o contrato de compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto ESPRA
da Renova para a Terraform Global, Inc. foi rescindido, por acordo entre as partes, mediante o pagamento
pela Terraform Global à Renova de um break up fee no valor de US$10 milhões. Dessa maneira, os ativos do
projeto ESPRA, correspondentes a três pequenas centrais elétricas (PCHs), com 41 MW de potência instalada,
voltam a compor o portfólio de ativos operacionais da Renova.
Investimentos de Capital
Os investimentos de capital realizados nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013,
em milhões de reais, foram os seguintes:
2015 2014 2013
Rede de Distribuição .................................. 894 792 884
Geração de energia ..................................... 567 2.990 358
Rede de transmissão ................................... 146 80 91
Outros ......................................................... 112 553 184
Total dos investimentos de capital .......... 1.718 4.415 1.517
Atualmente, planejamos realizar investimentos de capital em relação ao nosso ativo imobilizado no valor de
aproximadamente R$1.225 milhões em 2016, correspondentes ao nosso programa básico, por meio de fluxo
de caixa. Esperamos destinar estes gastos de capital, principalmente, à expansão do nosso sistema de
distribuição. Também destinaremos R$3.438 milhões para aportes em subsidiárias para o período de 2016,
visando atender necessidades de capital específicas.
Os montantes planejados para o ano de 2016 não incluem investimentos em aquisições e outros projetos não
remunerados pela autoridade concedente, que não são reconhecidos nos cálculos de tarifas feitos pela ANEEL
(Agente regulador).
Esperamos financiar nossos investimentos de capital em 2016 principalmente a partir de nosso fluxo de caixa
e, em menor medida, através de financiamentos. Esperamos financiar nossas expansões e projetos através de
empréstimos de bancos comerciais via rolagem de dívida e através da emissão de notas promissórias e
debêntures no mercado local.
58
Visão Geral do Negócio
Geral
Administramos um negócio relacionado à geração, transmissão, distribuição e venda de energia elétrica,
distribuição de gás, telecomunicações e fornecimento de soluções energéticas.
Cemig
A Cemig realiza operações de compra e venda de energia elétrica por meio das suas subsidiárias. O total dos
recursos utilizados no exercício de 2015 totalizou 83.750 GWh, valor 6,8% menor que os recursos utilizados
no exercício anterior. A quantidade de energia produzida em 2015 foi de 14,665 GWh, o que representou um
decréscimo de 41% sobre 2014 e a quantidade de energia comprada totalizou 69.085 GWh, o que representou
um crescimento de 6% sobre 2014. Isto, considerando a energia comprada de Itaipu 6.190 GWh e a energia
comprada da CCEE e outras companhias 62.896 GWh.
A energia comercializada em 2015 foi de 83.750 GWh, uma quantidade 6,8% menor que à comercializada em
2014, e 58% dessa quantidade (48.710 GWh) foram vendidos para consumidores finais, cativos e livres.
O total de perdas de energia na rede básica e redes de distribuição em 2015 foi de 6.461 GWh, o que
corresponde a 78% dos recursos totais e 3% superior às perdas de 2014, de 6.282GWh.
A tabela abaixo mostra a discriminação dos recursos e necessidades de energia da Cemig comercializados nos
últimos três anos.
BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA DA CEMIG (6)
(GWh)
2015 2014 2013
FONTES ............................................................................................................................ 83.750 89.856 85.884
Energia elétrica gerada pela CEMIG(1) ............................................................................... 14.068 22.983 24.525
Energia elétrica gerada por autoprodutores ........................................................................ 0 632 841
Energia elétrica gerada pela Ipatinga ................................................................................. 0 247 243
Energia elétrica gerada pela Barreiro ................................................................................. 54 80 69
Energia elétrica gerada pela Cachoeirão ............................................................................ 51
Energia elétrica gerada pela Sá Carvalho ........................................................................... 207 252 338
Energia elétrica gerada pela Horizontes ............................................................................. 62 63 76
Energia elétrica gerada pela Cemig PCH ........................................................................... 63,2 49,3 87
Energia elétrica gerada pela Rosal Energia ........................................................................ 97 190 261
Energia elétrica gerada pela Amador Aguiar ..................................................................... 62 401 406
Energia elétrica comprada da Itaipu ................................................................................... 6.190 6.255 8.374
Energia elétrica comprada da CCEE e outras empresas ..................................................... 62.896 58.704 50.664
DEMANDA .......................................................................................................................
83.750
89.856
85.884
Energia elétrica entregue a consumidores finais ................................................................ 48.710 52.505 45.883
Energia elétrica entregue a autoprodutores ........................................................................ 10 967 969
Energia elétrica entregue pela Ipatinga .............................................................................. 0 247 243
Energia elétrica entregue pela Barreiro .............................................................................. 63 93 81
Energia elétrica entregue pela Cachoeirão ......................................................................... 131
Energia elétrica entregue pela Sá Carvalho ........................................................................ 472 472 472
Energia elétrica entregue pela Horizontes .......................................................................... 76 80 85
Energia elétrica entregue pela Cemig PCH ........................................................................ 82 99 94
Energia elétrica entregue pela Rosal Energia ..................................................................... 201 263 263
Energia elétrica entregue à CCEE e outras empresas ......................................................... 27.543 28.848 31.504
Perdas ................................................................................................................................. 6.461 6.282 6.290
(1) Descontando as perdas atribuídas à geração (528 GWh em 2015) e ao consumo interno das usinas de geração.
59
Geração
De acordo com a ANEEL, em 31 de dezembro de 2015, fomos o Quarto maior grupo de geração de energia
elétrica no Brasil com base em capacidade instalada total. Em 31 de dezembro de 2015, geramos energia
elétrica em 79 usinas hidrelétricas, duas usinas termelétricas e 27 usinas eólicas, dispondo de capacidade
instalada total de geração de 8.112MW, dos quais as usinas hidrelétricas responderam por 7.716MW, as
usinas termelétricas responderam por 144 MW e as usinas eólicas responderam por 252MW Nove das nossas
usinas hidrelétricas responderam por aproximadamente 72% da nossa capacidade de geração de energia
elétrica instalada em 2015.
Transmissão
O negócio de transmissão de energia elétrica consiste no transporte de energia das instalações onde é gerada
até os pontos de consumo, redes de distribuição e consumidores livres, pois sua receita vem da
disponibilização de seus ativos. A Transmissão é responsável pelo transporte de energia produzida em nossas
próprias usinas e também da energia comprada de Itaipu, bem como a energia elétrica do sistema elétrico
interligado e de outras concessionárias. A rede de transmissão compõe-se de linhas de transmissão de energia
e subestações com nível de tensão igual ou superior a 230 kV e integra a rede básica de transmissão brasileira
pelo Sistema Interligado Nacional, regulamentado pela ANEEL e operacionalizado pelo ONS. Veja a seção
“O Setor Elétrico Brasileiro”. Em 31 de dezembro de 2015, a rede de transmissão da Cemig Geração e
Transmissão consistia em aproximadamente: 1.355 milhas (ou 2180 km) de linhas de 500 kV, 1.228 milhas
(ou 1977 km) de linhas de 345 kV e 478 milhas (ou 770 km) de linhas de 230 kV localizadas em Minas
Gerais;
Em 31 de dezembro de 2015, a rede de transmissão dos negócios em conjunto proporcionais à participação do
Grupo Cemig consistia em aproximadamente 188 km de linhas >525 kV, 2.076 km de linhas de 500 kV, 219
km de linhas de 440 kV, 108 km de linhas de 345 kV, 826 km de linhas de 230 kV e 100 km de linhas de 220
kV.
Distribuição
A CEMIG Distribuição detém quatro contratos de concessão de serviços públicos distribuição de energia
elétrica no Estado de Minas Gerais, que outorgam direitos de exploração de serviços relacionados com o
fornecimento de energia elétrica a consumidores cativos localizados em municípios da sua área de concessão,
incluindo os consumidores que possam se enquadrar, em conformidade com a legislação, na categoria de
Consumidores Livres (consumidores com demanda igual ou superior a 3 MW ou consumidores com demanda
igual ou superior a 500 kWh de fontes alternativas de energia, tais como vento, biomassa ou Pequenas
Centrais Hidrelétricas).
A área de concessão da Cemig Distribuição cobre, aproximadamente, 219.103 milhas quadradas, ou seja,
96,7% do território do Estado de Minas Gerais. Em 31 de dezembro de 2015, o sistema elétrico da Cemig
Distribuição era composto de 419,432 milhas de redes de distribuição, por meio das quais foram fornecidos
26.453 GWh a 8,079 milhões de consumidores cativos e transportados 15.671 GWh para 422 clientes livres
que usam as redes de distribuição da Cemig Distribuição. O volume total de energia elétrica distribuída foi de
42.124 GWh, sendo 44,3% fornecidos aos consumidores industriais cativos e livres, 15,4% a consumidores
comerciais cativos e livres, 23,3% a consumidores residenciais cativos, e 16,2% a outros consumidores
cativos e 0,8% a uso de rede da distribuição por distribuidoras.
60
A Cemig possui 26,06% de participação direta e 6,41% de participação indireta na Light, que detém 100% de
participação da Light Serviços de Eletricidade S.A. (Light SESA), que obteve em 2015, 6.694 GWh de
consumo total de energia na área de concessão (clientes cativos + transporte de clientes livres), representando
um aumento de 2,5% em relação ao ano de 2014. Todas as classes contribuíram positivamente para este
resultado, que foi influenciado principalmente pelo desempenho da classe comercial, que corresponde a 32 %
do mercado total e teve um crescimento de 6 % em relação ao ano de 2014.
Outros Negócios
Embora nosso principal negócio consista na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, dedicamo-
nos também aos seguintes negócios: (i) telecomunicações por meio de nossa subsidiária consolidada Cemig
Telecomunicações S.A.; (ii) consultoria nacional e internacional e desenvolvimento de soluções em energia
por intermédio de nossa subsidiária Efficientia S.A.; (iii) exploração de gás natural através de seis consórcios,
conforme a seguir: (a) Consórcio de Exploração SF-T-104, (b) Consórcio de Exploração SF-T-114, (c)
Consórcio de Exploração SF-T-120, (d) Consórcio de Exploração SF-T-127 e (e) Consórcio de Exploração
REC-T-163, mantido com diversos parceiros; (iv) venda e comercialização de energia elétrica, através da
estruturação e intermediação de transações de compra e venda, comercializando energia elétrica no Mercado
Livre através de nossas subsidiárias integrais Cemig Trading S.A., Empresa de Serviços de Comercialização
de Energia Elétrica S.A. e Cemig Comercializadora de Energia Incentivada S.A.; (v) aquisição, transporte e
distribuição de gás combustível ou de subprodutos e derivados através da Companhia de Gás de Minas Gerais
e (vi) soluções de tecnologia e sistemas para gestão operacional de concessionárias de serviços públicos,
incluindo empresas de energia elétrica, de gás, de água e esgoto e demais empresas de utilidades pela Axxiom
Soluções Tecnológicas S.A..
Fontes de Receita
A tabela a seguir apresenta as receitas atribuídas a cada uma de nossas principais fontes de receita, em
milhões de reais, nos períodos indicados:
Exercício findo em 31 de dezembro
2015 2014 2013
Vendas de energia elétrica a consumidores finais ................................................ 20.319 14.922 12.597
Receita de vendas no atacado para outras concessionárias e PROINFA .............. 2.207 2.310 2.144
Receita do uso dos sistemas de distribuição básica de energia (TUSD) ............... 1.465 855 1.008
CVA e outros componentes financeiros ............................................................... 1.704 1.107 –
Receita do uso do sistema de transmissão ............................................................ 261 557 404
Receita de indenização de transmissão................................................................. 101 420 21
Receitas de construção ......................................................................................... 1.252 941 975
Receitas de transações na CCEE .......................................................................... 2.425 2.348 1.193
Fornecimento de gás ............................................................................................ 1.667 422 –
Outras receitas operacionais ................................................................................. 1.440 1.284 1.047
Imposto sobre receitas e taxas regulatórias .......................................................... (11.549) (5.626) (4.762)
Total .................................................................................................................... 21.292 19.540 14.627
61
Geração e Comercialização de Energia
Visão Geral
A tabela abaixo apresenta as informações operacionais relativas às nossas usinas de geração de energia
elétrica em 31 de dezembro de2015:
Usina
Empresa
do grupo
Capacidade
Instalada
(MW)
Energia
Assegurada
(MW med)
Início da
Operação
Comercial
% do
total da
capacidade
instalada
Fim da
Concessão
Tipo
de
Usina
Participação
CEMIG
Amador Aguiar I
(Capim Branco I) .......... ALIANÇA 94,36 60,94 2006 1,16% 29/08/2036 UHE 39%
Amador Aguiar II
(Capim Branco II) ......... ALIANÇA 82,56 51,50 2007 1,02% 29/08/2036 UHE 39%
Aimorés ............... ALIANÇA 148,50 77,40 2005 1,83% 20/12/2035 UHE 45%
Baguari ................ BAGUARI ENERGIA 47,60 27,27 2009 0,59% 15/08/2041 UHE 34%
Camargos ............. CEMIG GT 46,00 21,00 1960 0,57% 08/07/2015 UHE 100%
Emborcação ......... CEMIG GT 1192,00 497,00 1982 14,69% 23/07/2025 UHE 100% Funil ..................... ALIANÇA 81,00 40,05 2002 1,00% 20/12/2035 UHE 45%
Igarapava ............. ALIANÇA 49,75 32,22 1999 0,61% 30/12/2028 UHE 24%
Itutinga ................. CEMIG GT 52,00 28,00 1955 0,64% 08/07/2045 UHE 100% Irapé ..................... CEMIG GT 399,00 210,70 2006 4,92% 28/02/2035 UHE 100%
Jaguara ................. CEMIG GT 424,00 336,00 1971 5,23% 28/08/2013 UHE 100%
Miranda ................ CEMIG GT 408,00 202,00 1998 5,03% 23/12/2016 UHE 100% Nova Ponte .......... CEMIG GT 510,00 276,00 1994 6,29% 23/07/2025 UHE 100%
Porto Estrela......... ALIANÇA 33,60 16,74 2001 0,41% 10/07/2032 UHE 30%
Queimado............. CEMIG GT 86,63 47,85 2004 1,07% 02/01/2033 UHE 83% Rosal .................... Rosal
Energia
S.A. 55,00 30,00 1999 0,68% 08/05/2032 UHE 100% Sá Carvalho .......... Sá Carvalho
S.A. 78,00 58,00 1951 0,96% 01/12/2024 UHE 100%
Salto Grande ........ CEMIG GT 102,00 75,00 1956 1,26% 08/07/2045 UHE 100% São Simão ............ CEMIG GT 1710,00 1281,00 1978 21,08% 11/01/2015 UHE 100%
Três Marias .......... CEMIG GT 396,00 239,00 1962 4,88% 08/07/2045 UHE 100%
Volta Grande ........ CEMIG GT 380,00 229,00 1974 4,68% 23/02/2017 UHE 100% Santo Antônio ...... CEMIG GT 449,74 392,22 2012 5,54% 12/06/2046 UHE 18%
Retiro Baixo ......... Retiro
Baixo Energética
S.A. 20,46 9,61 2010 0,25% 25/08/2041 UHE 25%
Anil ...................... CEMIG GT 2,08 1,16 1964 0,03% Indeterminado PCH 100% Bom Jesus do
Galho ................ CEMIG GT 0,36 0,13 1931 0,00% Não Tem PCH 100%
Cachoeirão ........... Hidrelétrica Cachoeirão 13,23 8,02 2008 0,16% 25/07/2030 PCH 49%
Cajuru .................. CEMIG GT 7,20 3,48 1959 0,09% 08/07/2045 PCH 100%
Gafanhoto ............ CEMIG GT 14,00 6,68 1946 0,17% 08/07/2045 PCH 100% Jacutinga .............. CEMIG GT 0,72 0,47 1948 0,01% Indeterminado PCH 100%
Joasal ................... CEMIG GT 8,40 5,20 1950 0,10% 08/07/2015 PCH 100%
Lages.................... CEMIG GT 0,68 0,54 2005 0,01% 24/06/2010 PCH 100% Luiz Dias.............. CEMIG GT 1,62 0,61 1914 0,02% 19/08/2025 PCH 100%
Machado Mineiro . Horizontes
Energia S.A. 1,72 1,14 1992 0,02% 08/07/2025 PCH 100%
Marmelos ............. CEMIG GT 4,00 2,88 1915 0,05% 04/01/2046 PCH 100% Martins ................. CEMIG GT 7,70 2,52 1947 0,09% 04/01/2046 PCH 100%
Paciência .............. CEMIG GT 4,08 2,36 1930 0,05% 04/01/2046 PCH 100%
Pai Joaquim .......... CEMIG PCH S.A. 23,00 2,41 2004 0,28% 01/04/2032 PCH 100%
Pandeiros ............. CEMIG GT 4,20 0,47 1957 0,05% 22/09/2021 PCH 100%
Paraúna ................ CEMIG GT 4,28 1,90 1927 0,05% Não Tem PCH 100% Peti ....................... CEMIG GT 9,40 6,18 1946 0,12% 04/01/2046 PCH 100%
Pissarrão............... CEMIG GT 0,80 0,55 2001 0,01% Indeterminado PCH 100%
62
Usina
Empresa
do grupo
Capacidade
Instalada
(MW)
Energia
Assegurada
(MW med)
Início da
Operação
Comercial
% do
total da
capacidade
instalada
Fim da
Concessão
Tipo
de
Usina
Participação
CEMIG
Piau ...................... CEMIG GT 18,01 13,53 1955 0,22% 04/01/2046 PCH 100%
Pipoca .................. Hidrelétrica Pipoca 9,80 5,83 2010 0,12% 10/09/2031 PCH 49%
Poço Fundo .......... CEMIG GT 9,16 5,79 1949 0,11% 19/08/2025 PCH 100% Poquim ................. CEMIG GT 1,41 0,58 2002 0,02% Indeterminado PCH 100%
Rio de Pedras ....... CEMIG GT 9,28 2,15 1928 0,11% 19/09/2024 PCH 100%
Salto Morais ......... CEMIG GT 2,39 0,74 1957 0,03% 01/07/2020 PCH 100% Salto do
Paraopeba .........
Horizontes
Energia S.A 2,46 0,00 2001 0,03% 04/10/2030 PCH 100%
Salto do Passo Velho ................
Horizontes Energia
S.A. 1,80 1,48 2001 0,02% 04/10/2030 PCH 100%
Salto Voltão ......... Horizontes Energia
S.A. 8,20 6,63 2001 0,10% 04/10/2030 PCH 100%
Santa Luzia .......... CEMIG GT 0,70 0,23 2001 0,01% 25/02/2026 PCH 100% Santa Marta .......... CEMIG GT 1,00 0,58 1944 0,01% Indeterminado PCH 100%
São Bernardo ....... CEMIG GT 6,82 3,42 1948 0,08% 19/08/2025 PCH 100%
Sumidouro ........... CEMIG GT 2,12 0,34 1956 0,03% Indeterminado PCH 100% Tronqueiras .......... CEMIG GT 8,50 4,14 1955 0,10% 04/01/2046 PCH 100%
Xicão.................... CEMIG GT 1,81 0,61 1941 0,02% 19/08/2025 PCH 100%
Paracambi ............ Lightger 16,40 12,81 Não Tem 0,20% Não Tem PCH 66% Fontes Nova ......... Lightger 86,60 68,23 Não Tem 1,07% Não Tem UHE 66%
Ilha dos Pombos ... Lightger 122,80 75,45 Não Tem 1,51% Não Tem UHE 66%
Nilo Peçanha ........ Lightger 249,34 219,79 Não Tem 3,07% Não Tem UHE 66% Pereira Passos ...... Lightger 65,54 33,46 Não Tem 0,81% Não Tem UHE 66%
Santa Branca ........ Lightger 36,77 21,00 Não Tem 0,45% Não Tem UHE 66%
Bonfante............... Brasil PCH 3,63 2,58 2008 0,04% Não Tem PCH 19% Calheiros .............. Brasil PCH 3,63 2,09 Não Tem 0,04% Não Tem PCH 19%
Funil ..................... Brasil PCH 4,30 2,51 Não Tem 0,05% Não Tem PCH 19%
Jataí ...................... Brasil PCH 5,74 3,89 Não Tem 0,07% Não Tem PCH 19% Retiro Velho......... Brasil PCH 3,44 2,51 Não Tem 0,04% Não Tem PCH 19%
São Joaquim ......... Brasil PCH 4,01 2,54 Não Tem 0,05% Não Tem PCH 19%
São Simão ............ Brasil PCH 5,16 2,91 Não Tem 0,06% Não Tem PCH 19% Fumaça IV ........... Brasil PCH 0,86 0,50 Não Tem 0,01% Não Tem PCH 19%
Carangola ............. Brasil PCH 2,87 1,83 Não Tem 0,04% Não Tem PCH 19%
Irara ..................... Brasil PCH 5,74 3,48 Não Tem 0,07% Não Tem PCH 19% Monte Serrat ........ Brasil PCH 4,78 3,49 Não Tem 0,06% Não Tem PCH 19%
Santa Fé I ............. Brasil PCH 5,74 4,99 Não Tem 0,07% Não Tem PCH 19%
São Pedro ............. Brasil PCH 5,74 3,52 Não Tem 0,07% Não Tem PCH 19% Cachoeira da
Lixa ..................
Renova
Energia 5,20 2,62 2008 0,06% Não Tem PCH 35%
Colino 1 ............... Renova Energia 3,86 2,45 2008 0,05% Não Tem PCH 35%
Colino 2 ............... Renova
Energia 5,62 3,50 2008 0,07% Não Tem PCH 35% Praias de Parajuru CEMIG GT 14,11 4,11 2009 0,17% 24/09/2032 EOL 49%
Praia do Morgado . CEMIG GT 14,11 6,47 2010 0,17% 26/12/2031 EOL 49%
Volta do Rio ......... CEMIG GT 20,58 9,02 2010 0,25% 26/12/2031 EOL 49% Candiba ................ Renova
Energia 3,37 1,50 2014 0,04% 05/08/2045 EOL 35%
Igaporâ ................. Renova
Energia 10,68 4,90 2014 0,13% 05/08/2045 EOL 35%
Ilhéus ................... Renova Energia 3,93 1,77 2014 0,05% 05/08/2045 EOL 35%
Licínio de
Almeida ............
Renova
Energia 8,43 3,84 2014 0,10% 05/08/2045 EOL 35% Pindaí ................... Renova
Energia 8,43 3,88 2014 0,10% 05/08/2045 EOL 35%
Planaltina ............. Renova Energia 9,55 4,31 2014 0,12% 05/08/2045 EOL 35%
Porto Seguro ........ Renova
Energia 2,25 0,96 2014 0,03% 05/08/2045 EOL 35% Rio Verde ............. Renova
Energia 10,68 5,83 2014 0,13% 19/08/2045 EOL 35%
Serra do Salto ....... Renova 6,74 2,62 2014 0,08% 05/08/2045 EOL 35%
63
Usina
Empresa
do grupo
Capacidade
Instalada
(MW)
Energia
Assegurada
(MW med)
Início da
Operação
Comercial
% do
total da
capacidade
instalada
Fim da
Concessão
Tipo
de
Usina
Participação
CEMIG
Energia
Pajeú do Vento ..... Renova Energia 8,99 4,15 2014 0,11% 05/08/2045 EOL 35%
Nossa Senhora da Conceição ..........
Renova Energia 10,12 4,37 2014 0,12% 05/08/2045 EOL 35%
Guanambi............. Renova
Energia 7,31 2,98 2014 0,09% 06/08/2045 EOL 35% Guirapá ................ Renova
Energia 10,12 4,78 2014 0,12% 19/08/2045 EOL 35%
Alvorada .............. Renova Energia 2,81 1,39 2014 0,03% 05/08/2045 EOL 35%
Morrão ................. Renova
Energia 10,62 5,66 2014 0,13% 20/04/2046 EOL 35% Da Prata ............... Renova
Energia 7,67 3,55 2014 0,09% 25/03/2046 EOL 35%
Dos Araçás ........... Renova Energia 11,19 5,44 2014 0,14% 07/04/2046 EOL 35%
Seraíma ................ Renova
Energia 10,62 6,15 2014 0,13% 25/03/2046 EOL 35% Tanque ................. Renova
Energia 10,54 4,88 2014 0,13% 26/05/2046 EOL 35%
Ventos do Nordeste ...........
Renova Energia 8,26 3,55 2014 0,10% 18/03/2046 EOL 35%
Ametista ............... Renova
Energia 10,03 0,00 2015 0,12% 14/03/2047 EOL 35% Dourados .............. Renova
Energia 10,03 0,00 2015 0,12% 13/03/2047 EOL 35%
Maron .................. Renova Energia 10,62 0,00 2015 0,13% 08/03/2047 EOL 35%
Pilôes ................... Renova
Energia 10,62 0,00 2015 0,13% 13/03/2047 EOL 35% Igarapé ................. CEMIG GT 131,00 71,30 1978 Não Tem 13/08/2024 UTE 100%
Candonga ............. ALIANÇA 31,50 14,51 2004 Não Tem Não Tem UHE 23%
Barreiro ................ Usina Termelétrica
Barreiro
S.A. 12,90 11,37 2004 Não Tem Não Tem UTE 100% Cel. Domiciano ....... CEMIG GT 2,40 0,00 Não Tem 0,03% 04/01/2046 PCH 100%
Sinceridade .......... CEMIG GT 5,04 0,00 Não Tem 0,06% 04/01/2046 PCH 100%
Neblina ................ CEMIG GT 1,42 0,00 Não Tem 0,02% 04/01/2046 PCH 100% Ervália .................. CEMIG GT 6,47 0,00 Não Tem 0,08% 04/01/2046 PCH 100%
(1) Energia Assegurada significa a produção média de longo prazo da usina, conforme estabelecido pelo Ministério de Minas e Energia (MME) em
conformidade com estudos conduzidos pela EPE. O cálculo da Energia Assegurada considera fatores como capacidade de reservatório e conexão a
outras usinas de energia. Os contratos com consumidores finais e outras concessionárias não preveem valores superiores à Energia Assegurada à usina.
A resolução MME 303/2004 alterou o termo de Energia Assegurada para Garantia Fiscal. (2) Indica início da operação comercial, ou data de aquisição.
64
O mercado da Cemig consiste na venda de energia para:
consumidores cativos, na área de concessão no estado de Minas Gerais;
clientes livres no estado de Minas Gerais e em outros estados do Brasil, no Ambiente de Contratação
Livre (ACL);
outros agentes do setor elétrico (comercializadores, geradores e produtores independentes de energia), no
ACL;
distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e
a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), eliminando-se as transações existentes entre
as empresas do grupo Cemig.
As transações realizadas no ano de 2015 totalizaram 83.750MWh, um decréscimo de 6,7 % com relação ao
ano de 2014.
Ativos de Geração
Em 27/02/2015 foi concluída a operação de associação entre Vale S.A. e CEMIG GT, mediante a
integralização na Aliança Geração de Energia S.A., das participações societárias detidas por Vale e Cemig GT
nos seguintes ativos de geração de energia: Porto Estrela, Igarapava, Funil, Capim Branco I, Capim Branco II,
Aimorés e Candonga. A Aliança passa a possuir a capacidade instalada hídrica de 1.158 MW (652 MW
médios) em operação, dentre outros projetos de geração. Vale e Cemig GT detêm, respectivamente, 55% e
45% do capital total desta empresa, avaliada em R$4,5 Bilhões. Como resultado, a Cemig GT eleva o seu
potencial de gerar novos negócios e maximizar resultados, em virtude da combinação das experiências em
gestão operacional, financeira e de projetos.
Em 31/03/2015 foi concluída a aquisição dos 49% de participação da Aliança Norte Energia Participações
S/A, detentora da participação de 9% da Norte Energia S/A., pertencentes à Vale, correspondente a uma
participação indireta na Nesa de 4,41%, o que representa uma capacidade instalada de 495,39MW (201 MW
médios).
Considerando suas controladas e coligadas, a Cemig Holding, em 31 de dezembro de 2015, possuía, por meio
de suas controladas e coligadas, capacidade de geração de energia elétrica em 79 usinas hidrelétricas, 2 usinas
termelétricas e 27 parques eólicos, totalizando8.112MW, correspondendo respectivamente a 7.716MW
144MW e 252MW, classificando o Grupo Cemig em terceiro lugar entre as maiores geradoras do País.
Em linha com a estratégia de crescimento da Companhia, sua capacidade instalada apresentou crescimento
constante nos últimos 5 anos.
A Geração Light contribuiu com 282 MW de capacidade instalada e 210 MW médio, de produção efetiva.
Constituímos subsidiárias integrais no Estado de Minas Gerais e outros Estados do Brasil, para operarmos
algumas de nossas instalações de geração de energia e deter as respectivas concessões.
65
Além das nossas próprias usinas, a Cemig Geração e Transmissão participa dos seguintes consórcios em
dezembro de 2015:
Usina Hidrelétrica Baguari — Participação de 49% da Baguari Energia S.A e 51% da Baguari I Geração
de Energia Elétrica (Neoenergia). Na Baguari Energia S.A, temos 69,39% de participação e como
parceira Furnas Centrais Elétricas S.A. com 30,61%.
Usina Hidrelétrica Aimorés — Temos participação indireta de 45% através da Aliança Geração de
Energia S.A.(100%).
Usina Hidrelétrica Funil — Temos participação indireta de 45% através da Aliança Geração de Energia
S.A.(100%).
Usina Hidrelétrica Igarapava — Temos participação indireta de 23,69% através da Aliança Geração de
Energia S.A.(52,7%). A Votorantim Metais Zinco S.A possui 23,9%, a Companhia Siderúrgica Nacional
S.A. 17,9% e a Anglogold Ashanti Córrego do Sítio Mineração S.A. 5,5%.
Usina Hidrelétrica Queimado — Temos 82,5% de participação e nossa parceira nesse projeto é a CEB
Participações S.A. (CEBPar), uma subsidiária da Companhia Energética de Brasília (CEB), uma
companhia elétrica controlada pelo Distrito Federal que tem uma participação de 17,5%.
Usina Hidrelétrica Porto Estrela — Temos participação indireta de 30% através da Aliança Geração de
Energia S.A.(66,7%). A Companhia de Tecidos Norte de Minas - Coteminas possui 33,3%.
Usina Hidrelétrica Candonga — Temos participação indireta de 22,5% através da Aliança Geração de
Energia S.A.(50%). A Vale S.A. possui os 50% restantes.
Usina Hidrelétrica Amador Aguiar I e Amador Aguiar II — Temos participação indireta de 39,3%
através da Aliança Geração de Energia S.A. - Consórcio CBE (87,37%).
Usina Hidrelétrica Água Limpa — Temos 49% de participação no empreendimento e nossa parceira, a
Light Energia, tem os restantes 51% de participação.
Usina Hidrelétrica São Luiz do Tapajós — Todos possuem 11,11% de participação no Consórcio
Tapajós, criado para Estudo de Viabilidade do empreendimento e temos como parceiras: Eletrobrás,
Eletronorte, CCCC S.A., EDF, COPEL GeT, ENDESA, GDF Suez e Neoenergia. Também foi criado o
Consórcio Projeto SLT (33,33%), para participar do Leilão a ser realizado pela ANEEL, para Construção
e Operação da Usina, que está previsto para o final de 2015.
UHE Itaocara –Temos 49% de participação no Consórcio Itaocara e a Itaocara Energia Ltda (100%
Light) possui os 51% restantes. O consórcio venceu o leilão ANEEL realizado em 30 de abril de 2015,
tornando-se responsável pela construção e operação da usina.
Parque Eólico Moinhos de Vento — Temos participação indireta de 27,4% através da Renova Energia
S.A.(99,99%).
Parque Eólico Moinhos de Vento2 — Temos participação indireta de 27,4% através da Renova Energia
S.A.(99,99%).
66
As sociedades de geração com participação em conjunto da Cemig GT são:
Baguari Energia S.A. (69,39%) — Operamos a Usina Hidrelétrica Baguari por meio do Consórcio UHE
Baguari, juntamente com Furnas Centrais Elétricas S.A (30,61%), totalizando 49% da Usina em parceria
com a Neoenergia que detém os 51% restantes, através de Baguari I Geração de Energia Elétrica.
Hidrelétrica Cachoeirão S.A. (49%) – Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de
produção independente através da PCH Cachoeirão, localizada no Rio Manhuaçu, em Pocrane, no Estado
de Minas Gerais. Santa Maria Energética possui os 51% restantes de participação;
Hidrelétrica Pipoca S.A. (49%) – Produção independente de energia elétrica, mediante a implantação e
exploração do potencial hidráulico denominado PCH Pipoca, localizada no rio Manhuaçu, municípios de
Caratinga e Ipanema, Estado de Minas Gerais. Em 08/07/2013, a ANEEL anuiu à transferência do
controle societário da Hidrelétrica Pipoca S.A., detido pela empresa Omega Energia Renovável S.A., para
uma sociedade “holding”, denominada Asteri Energia S.A.
Guanhães Energia S.A. (49%) - Detém 100% das PCHs Dores de Guanhães S.A., Senhora do Porto S.A.,
Jacaré S.A. e Fortuna II S.A., que são responsáveis pela construção e exploração comercial de quatro
PCHs. A Light detém os 51% restantes da Guanhães Energia.
Madeira Energia S.A (10%) – Com participação de 100% na empresa Santo Antônio Energia S.A.,
localizada na bacia hidrográfica do Rio Madeira, no Estado de Rondônia.
Fip Malbec (49,92%): Participação de 43,25% na Parma.
Parma (54,15%): Participação de 58,83% do Fip Melbourne.
Fip Melbourne (32,92%): Participação de 83% na SAAG, que possui 12,4% da Madeira Energia S.A.
Central Eólica Praias de Parajuru ( 49%) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio de
Usina Eólica, localizada no município de Beberibe, no Estado do Ceará.
Central Eólica Praias do Morgado (49%) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio de
Usina Eólica, localizada no município de Acaraú, no Estado do Ceará.
Central Eólica Volta do Rio (49%) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio da Usina
Eólica localizada no município de Acaraú, no Estado do Ceará.
Amazônia Energia Participações S.A. (Capital Votante 49% e Capital Total 74,5%) em conjunto com a
Light S.A (25,5%) – Possui 9,77% da empresa Norte Energia S.A (NESA)., titular da concessão de uso
de bem público para exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu, localizada no
Estado do Pará. A previsão de início de operação da primeira turbina é para abril de 2016.
Lightger S.A. (49%) — Produção independente de Energia Elétrica, mediante a implantação e exploração
do potencial hidráulico denominado PCH Paracambi, localizada no rio Ribeirão das Lages no município
de P aracambi, no Estado do Rio de Janeiro. A Light possui os restantes 51%.
Renova Energia S.A.- (Capital Votante 36,8% e Capital Total 27,4%) é o veículo de crescimento em
energias renováveis alternativas eólica, solar e PCHs do grupo. Ao final de 2014 a empresa detinha mais
de 2,5 GW de capacidade de energia comercializada, sendo que 652,3 MW em Operação Comercial. A
Cemig também detem uma participação indireta na Renova através da Light Energia (Capital Votante
21,3% e Capital Total 15,9%).
Retiro Baixo Energética S.A. (49,9%) – Titular da concessão de exploração da Usina Hidrelétrica de
Retiro Baixo, localizada no baixo curso do rio Paraopeba, no Estado de Minas Gerais, que possui
potência instalada de 83,7MW e energia assegurada de 38,5 MW médios.
67
Aliança Geração de Energia S.A. (45%) – Plataforma de crescimento e consolidação de ativos de geração
detidos pela Cemig GT e pela Vale. Os Ativos envolvidos na constituição da Aliança referem-se aos
seguintes consórcios de geração: Porto Estrela, Igarapava, Funil, Capim Branco I e II, Aimorés e
Candonga. A empresa possui capacidade instalada hídrica de 1.158 MW (652 MW médios) em operação,
dentre outros projetos de geração, e é responsável por investimentos em futuros projetos de geração de
energia elétrica.
Aliança Norte Energia Participações S.A. (49%) em conjunto com a Vale – Detentora da participação de
9% da Norte Energia S/A. correspondente a uma participação indireta na Nesa de 4,41%, o que
representa uma capacidade instalada de 495,39MW (201 MW médios).
Em continuidade, informamos abaixo demais sociedades com participação 100% da Cemig Holding:
Usina Térmica Ipatinga S.A. – Produção e comercialização, em regime de produção independente, de
energia termelétrica, através da Usina Térmica de Ipatinga, localizada nas instalações das Usinas
Siderúrgicas de Minas Gerais S.A. – USIMINAS. A usina utiliza gás de alto-forno como combustível.
Em dezembro de 2014 foi encerrado a autorização de exploração da UTE Ipatinga pela Cemig, que foi
devolvida à Usiminas. A Cemig está revisando seu plano de negócios.
CEMIG PCH S.A. – Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção
independente, através da PCH Pai Joaquim;
Horizontes Energia S.A. – Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de produção
independente, através das PCHs Machado Mineiro e Salto do Paraopeba, localizadas no Estado de Minas
Gerais, e Salto Voltão e Salto do Passo Velho, localizadas no Estado de Santa Catarina;
Rosal Energia S.A. – Produção e comercialização de energia elétrica, como concessionária do serviço
público de energia elétrica, através da Usina Hidrelétrica Rosal, localizada na divisa dos Estados do Rio
de Janeiro e Espírito Santo;
Usina Termelétrica Barreiro S.A. – Produção e comercialização de energia termelétrica, em regime de
produção independente, por meio da implantação e exploração da Central Termelétrica, denominada UTE
Barreiro, localizada nas instalações da V&M do Brasil S.A., no Estado de Minas Gerais;
Sá Carvalho S.A. – Produção e comercialização de energia elétrica, como Concessionária do serviço
público de energia elétrica, através da Usina Hidrelétrica de Sá Carvalho.
A Holding Cemig também possui sociedades com participação em conjunto que possui ativos de geração da
Cemig Holding, a exemplo:
Light S.A (26,06%) – possui 25,5% da Amazônia Energia Participações S.A, 51% da Lightger S.A, 100% de
Itaocara Energia Ltda. e Light Energia S.A, que por sua vez, possui várias sociedades em conjunto, tais como,
51% de Guanhães Energia S.A,, na Renova Energia S.A (consultar organograma na Parte 4 para maiores
detalhes), 21,3% de capital votante e 15,9% de capital total e 100% da Lajes Energia S.A., São Judas Tadeu e
Fontainha.
68
Usinas Eólicas
Usinas eólicas se tornaram um dos meios mais promissores de geração de energia no Brasil. Além de seu
reduzido impacto ambiental, esta fonte de energia é completamente renovável e amplamente disponível no
Brasil, de acordo com diversos estudos de potencial eólico. Além disso, seu rápido desenvolvimento técnico
durante as décadas recentes resultaram em custos cada vez mais baixos por MWh, comparado com outros
meios de geração de energia. A CEMIG monitorou e acompanhou a evolução acelerada da geração de energia
eólica e sua inclusão na carteira de energia brasileira.
Nossa primeira usina eólica, Morro do Camelinho, começou a operar em 1994. Está localizada em Gouveia,
uma cidade no norte de Minas Gerais. Este projeto é a primeira usina eólica no Brasil a ser conectada com a
rede nacional de transmissão de energia elétrica. Com capacidade total de geração de 1 MW, Morro do
Camelinho foi construída por meio de um acordo de cooperação técnica e científica com o governo da
Alemanha. Considerando o caráter experimental da usina, bem como o fato de que o equipamento utilizado
está em processo de obsolescência, a Cemig solicitou à ANEEL permissão para desativar o local, concedida
em 2 de setembro de 2010. Em 15 de agosto de 2009, a Cemig Geração e Transmissão comprou da Energimp
S.A. uma participação de 49% em três usinas eólicas localizadas no Estado do Ceará, pelo valor de R$223
milhões. As três usinas eólicas, denominadas UEE Praia do Morgado, UEE Praias de Parajuru e UEE Volta
do Rio, têm capacidade total instalada de 99,6 MW.
Em 29 de setembro de 2014 a Cemig deu seu maior passo, consolidando a fonte eólica em seu parque gerador,
através da entrada da Cemig GT no bloco de controle da Renova Energia S.A. – Renova, com a participação
de 36,6% do capital social votante e 27,4% do capital total da companhia, mediante a subscrição e a
integralização de 87.186.035 ações ordinárias. Ao final de 2014 a Renova detinha mais de 2,5 GW de
capacidade de energia comercializada, em sua grande maioria eólica, assim distribuídos:
20 parques eólicos com capacidade total de 462,1 MW em operação comercial no Mercado Regulado -
ACR;
09 parques eólicos com 218 MW implantados e aguardando a linha de transmissão, de responsabilidade
de terceiros, para entrada em operação comercial no ACR;
46 parques eólicos em construção com capacidade total de 738 MW, sendo 560,1 MW comercializados
no Mercado Livre - ACL, a terem suas instalações finalizadas em 2015, 2016 e 2017;
17 parques eólicos em planejamento para construção com capacidade total de 355,5 MW (ACR) com
entrada em operação comercial provista para 2018;
50% de 25 parques eólicos vendidos no ACL também em planejamento para construção, pela Renova,
com capacidade total de 708 MW, todos para entrada em operação comercial em 2018 (sendo que os
outros 50% de participação desses 25 parques eólicos são da Cemig);
1 parque híbrido de fonte solar (4,8 MWp) e eólica vendido no ACL em construção para entrada em
operação comercial em 2015;
4 parques solares com 114,9 MWp, em parceria com a SunEdson,
8 parques eólicos com 151,1 MW vendidos no ACR em 2014 para entrada comercial em 2017 (3) e 2019
(5),
3 PCHs com capacidade total de 41,8 MW, comercializadas no ACR - Proinfa
13 PCHs em operação comercial em participação (51% - Brasil PCH), com 148,41 MW de capacidade
instalada contratada no ACR - Proinfa.
69
O gráfico a seguir apresenta a maioria das nossas empresas de geração de energia, incluindo suas subsidiárias
e afiliadas:
Expansão da Capacidade de Geração
Atualmente, estamos envolvidos na construção de sete usinas hidrelétricas – Dores de Guanhães, Senhora do
Porto, Fortuna II, Jacaré, Itaocara, Santo Antônio e Belo Monte – que aumentarão a capacidade de geração
instalada de nossas instalações hidrelétricas em 1.353 MW durante os próximos seis anos. A seguir faremos
uma breve descrição destes projetos, cuja conclusão está sujeita a contingências diversas, algumas delas fora
de nosso alcance:
Guanhães Energia S.A. – Possui quatro subsidiárias integrais – PCH Dores de Guanhães S.A., PCH Senhora
do Porto S.A., PCH Jacaré S.A. e PCH Fortuna II S.A., responsáveis pela produção e comercialização de
energia elétrica por meio da implantação e exploração de 4 Pequenas Centrais Hidrelétricas: Dores de
Guanhães, Senhora do Porto e Jacaré, localizadas no município de Dores de Guanhães, e Fortuna II,
localizada nos municípios de Virginópolis e Guanhães, todas no Estado de Minas Gerais, com capacidade
total instalada de 44 MW. As obras foram atrasadas devido a exigências de natureza ambiental imprevisíveis,
bem como em decorrência de atraso no fornecimento eletromecânico. A inadimplência do Consórcio
Construtor motivou a rescisão contratual e a reestruturação da implantação das PCHs pela Guanhães Energia
S.A., que se encontra em andamento. As PCHs Senhora do Porto e Dores de Guanhães têm previsão para
entrarem em operação comercial no segundo semestre de 2016. As PCHs Jacaré e Fortuna II têm expectativa
de iniciar a geração de energia no primeiro semestre de 2017.
70
Até 31 de dezembro de 2015 a Cemig GT integralizou R$67,43milhões neste projeto, proporcional à sua
participação de 49% no empreendimento. Controlada em conjunto, a Light Energia possui os 51% restantes.
Em 31 de março de 2014, a ANEEL transferiu a titularidade do direito de operar as PCHs da Guanhães
Energia para as subsidiárias integrais listadas acima, nos termos das Resoluções Autorizativas nos 4.583,
4.584, 4.585 e 4.586, de 18 de março de 2014. Em agosto de 2015 as quatro subsidiárias integrais da
Guanhães Energia S.A. sagraram-se vencedoras no Leilão A-3 de Energia Nova da Aneel nº 04/15. A vitória
no certame garantiu a celebração de contratos de compra e venda de energia a preços superiores aos
praticados atualmente, durante 30 anos a partir de 1º de janeiro de 2018.
Madeira Energia S.A. – A MESA é uma sociedade de propósito específico (SPE), criada para construir,
operar, manter e explorar a usina hidrelétrica de Santo Antônio, localizada no Rio Madeira, município de
Porto Velho, Rondônia.. Tal instalação contará com uma capacidade de geração de 3.568 MW. A Usina
Hidrelétrica de Santo Antônio iniciou suas operações em março de 2012,. A Cemig Geração e Transmissão
possui 10% de participação direta na MESA e 8,13% de participação indireta. Em 31 de dezembro de 2015, o
montante do ativo imobilizado proporcional à participação da Companhia nesta controlada indireta era de
R$4.003.560 mil. A UHE Santo Antônio encerrou o ano de 2015 com 35 turbinas em operação, representando
uma capacidade para gerar aproximadamente 2.495 MW de energia. Somente em 2015, a hidrelétrica colocou
três novas unidades geradoras em operação. Em novembro de 2016,a usina estará totalmente concluída e a
plena carga e terá 50 turbinas em operação. O projeto de implantação prevê investimentos na ordem de R$20
bilhões e em dezembro de 2015 a UHE Santo Antônio apresentou 99,6% de execução física da usina. A UHE
Santo Antônio alcançou, entre todos os projetos analisados, o maior número de notas máximas na categoria
Implantação em avaliação realizada pela IHA – International Hydropower Association, uma organização sem
fins lucrativos, fundada há quase vinte anos, com suporte da Unesco, que mede a sustentabilidade de
empreendimentos hidrelétricos.
A avaliação é feita com base em quatro modelos de protocolo: projetos em estágio inicial, em preparação,
implantação e operação. A Hidrelétrica Santo Antônio foi contemplada no protocolo de implantação após
análise de 20 tópicos embasados em diferentes quesitos: avaliação, gestão, comunicação com stakeholders,
apoio das partes interessadas, concordância, conformidade e resultados. Todos os tópicos exigem
documentação técnica, entrevistas internas e externas, além da comprovação das evidências em
sustentabilidade. Essa avaliação reforça o compromisso da Hidrelétrica Santo Antônio com as melhores
práticas globais em sustentabilidade.
71
Norte Energia S.A. – Desde outubro de 2011, a Cemig Geração e Transmissão participa com 74,5% de uma
sociedade de propósito específico, a Amazônia Energia Participações S.A. em parceria com a Light Energia
que possui os 25,5% restantes. Por sua vez, a Amazônia Energia detém 9,77% de outra sociedade de propósito
específico, a Norte Energia S.A., dona da concessão para implantar, operar e manter a Usina Hidrelétrica de
Belo Monte. Até 31/12/2015 já haviam sido realizados cerca de 82% da implantação da Usina. Ela está
localizada no rio Xingu, na Amazônia Legal, na região Norte do Brasil. Quando estiver concluída, em 2019,
terá capacidade plena de 11.233 MW e será uma das maiores hidrelétricas do mundo. O Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social, ou BNDES, juntamente com a Caixa Econômica Federal e o Banco
BTG Pactual, financiadores do empreendimento num empréstimo de R$22,5 bilhões, liberaram até ao final do
ano de 2015 o valor de R$20,5 bilhões para implantação. Também até aquela data a Cemig havia aportado
cerca de R$590 milhões ao Empreendimento. A Usina iniciou suas operações em 20 de Abril de 2016. A
UHE Belo Monte, atualmente, em fase de construção, fechou o ano de 2015 com cerca de 82% de suas obras
concluídas. A usina conta com duas casas de força, Belo Monte e Pimental: a primeira é a principal com
dezoito turbinas com capacidade de geração de cerca de 11 mil MW e a segunda, auxiliar com capacidade de
geração de cerca de 233 MW. Dessa forma, a UHE Belo Monte torna-se responsável por 8,7% do potencial
instalado do país, sendo a maior hidrelétrica inteiramente brasileira e a quarta maior do mundo, atrás apenas
das chinesas Tree Gorges (22.000 MW) e Xilodu (13.860 MW), e da brasileira e paraguaia Itaipu (14.000
MW). O empreendimento está demandando um investimento de R$25,8 bilhões (moeda de abril de 2010).
Considerando os diversos programas e projetos ambientais que compõem o Projeto Básico Ambiental da
UHE Belo Monte, em 2015, foi possível consolidar o atendimento às condicionantes gerais e específicas da
Licença de Instalação do empreendimento. No final de 2015, o Ibama comunicou oficialmente à Norte
Energia a decisão da Câmara de Compensação Ambiental Federal quanto ao destino dos recursos marcados de
acordo com a legislação vigente para a criação e a implantação de unidades de conservação de proteção
integral. De acordo com o comunicado, cerca de 90% do montante foi distribuído entre a implantação de
quatro unidades de conservação existentes, sob administração federal (ICMBio), e cerca de 10% para a
criação ou implantação de sete unidades de conservação estaduais (SEMA-PA). Destacam-se duas unidades
contempladas que se localizam na área de influência do empreendimento, sendo uma delas o refúgio de fauna
situado no Tabuleiro do Embaubal e a outra uma unidade a ser criada na Volta Grande do Xingu, sendo esta
área uma das apontadas pela Norte Energia ao ICMBio como proposta de compensação ambiental.
Consórcio UHE Itaocara - Desde 2008 a Cemig Geração e Transmissão participa de um consórcio (com 49%
das cotas) com a Itaocara Energia Ltda., uma sociedade de propósito específico detida pela Light S.A.,
visando a construir e explorar comercialmente a Usina Hidrelétrica de Itaocara, com capacidade de geração de
151 MW, localizada no Rio Paraíba do Sul, entre os municípios de Itaocara e Aperibé, no estado do Rio de
Janeiro. Porém, a redução no prazo de concessão original e a impossibilidade de participação em leilões no
ambiente regulado motivaram o Consórcio a requerer a rescisão do Contrato de Concessão nº 012/2001,
conforme permitido após a promulgação da Lei 12.893/13, de 09 -07-2013. Em 30/04/15 o Consórcio UHE
Itaocara, constituído pela Cemig GT (49%) e pela Itaocara Energia Ltda. (51%), subsidiária integral da Light
S.A., participou do 21º Leilão de Energia Proveniente de Novos Empreendimentos de Geração (“Leilão A-5”)
para contratação de energia elétrica de novos empreendimentos de geração de fontes hidrelétrica e
termelétrica, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2020 e prazo de concessão de 30 anos, sagrando-se
vencedor da concessão da UHE Itaocara I, com potência instalada de 150 MW. Através do êxito alcançado
neste Leilão A-5, o Consórcio UHE Itaocara recupera a concessão do empreendimento, após rescisão
amigável ocorrida em novembro de 2013. O início das obras está previsto para 2016 e a expectativa é que
sejam gerados cerca de 1.200 empregos diretos e de 2.200 indiretos, no pico de obra. Destaca-se, ainda, que o
Consórcio UHE Itaocara já possui a Licença de Instalação (LI), emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e de Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a Declaração de Utilidade Pública (DUP), emitida
pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
72
Transmissão
Visão Geral
O negócio de transmissão consiste na transferência de grandes volumes de energia elétrica gerado nas usinas
para agentes consumidores conectados diretamente à rede básica de transmissão, consumidores livres e
empresas de distribuição. Nossa rede de transmissão é composta por linhas de transmissão e subestações
abaixadoras com tensão entre 230 kV e 500 kV.
Todos os usuários da rede básica, tanto geradores quanto distribuidoras, consumidores livres, dentre outros,
celebram contratos de uso do sistema de transmissão – CUST com o ONS e fazem pagamentos para todas as
transmissoras, referente à disponibilização de seus equipamentos para a rede básica de transmissão. Veja a
seção “O Setor Elétrico Brasileiro” e “Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras”.
As tabelas a seguir apresentam informações operacionais relativas à nossa capacidade de transmissão nas
datas indicadas:
Extensão da Rede de Transmissão em km
Em 31 de dezembro de
Tensão das Linhas de Transmissão 2015 2014 2013
>525 kV ..........................................................................................
500 kV............................................................................................. 1355 1355 1355
345 kV............................................................................................. 1228 1228 1217
230 kV............................................................................................. 478 478 475
Total ............................................................................................... 3061 3061 3047
Capacidade de Transformação(1)
das Subestações de Transmissão
Em 31 de dezembro de
Subestações 2015 2014 2013
Número de subestações de transmissão(2) ..................................... 37 36 36
MVA ................................................................................................ 17178 16718 16285
(1) A capacidade de transformação refere-se à capacidade de um transformador de receber energia a certa tensão e liberá-la a uma tensão reduzida para
posterior distribuição. (2) Não estão consideradas as subestações compartilhadas.
73
As tabelas a seguir apresentam informações operacionais relativas à nossa capacidade de transmissão dos
negócios em conjunto (Empresas de Transmissão Controladas e Coligadas Cemig) e são proporcionais à
participação do Grupo Cemig, nas datas indicadas:
Empresas de Transmissão
Controladas e Coligadas Cemig
Extensão da Rede de Transmissão em km
Em 31 de dezembro de
Voltagem de linhas de transmissão 2015 2014 2013
>525 kV ............................................................ 117 117 117
500 kV............................................................... 1.289 1.290 1.290
440 kV............................................................... 136 136 136
345 kV............................................................... 67 67 67
230 kV............................................................... 518 514 513
220 kV............................................................... 62 62 62
Total ................................................................. 2.189 2.210 2.208
Empresas de Transmissão Controladas e Coligadas Cemig
Empresa
Número de subestações de transmissão
(2015)
TAESA................................................................................................ 7 (6 próprias e 1 compartlhada)
ATE III ................................................................................................ 1 compartilhada
EATE .................................................................................................. 5 (1 própria e 4 compartilhadas)
Lumitrans ............................................................................................ 2 compartilhadas
EBTE .................................................................................................. 7 (2 próprias e 5 compartilhadas)
ERTE .................................................................................................. 3 (1 própria e 2 compartilhadas)
STC ..................................................................................................... 4 (2 próprias e 2 compartilhadas)
ENTE .................................................................................................. 3 compartilhadas
ECTE .................................................................................................. 2 compartilhadas
ETSE ................................................................................................... 2 próprias
ETEP ................................................................................................... 2 compartilhadas
ESDE .................................................................................................. 1 própria
São Gotardo ........................................................................................ 1 compartilhada
Brasnorte ............................................................................................. 4 (2 próprias e 2 compartilhadas)
ETAU .................................................................................................. 4 (2 próprias e 2 compartilhadas)
Mariana ............................................................................................... 2 compartilhadas pré-operacional
Transleste ............................................................................................ 1 própria e 1 compartilhada
Transirapé ........................................................................................... 1 própria e 1 compartilhada
Transudeste ......................................................................................... 2 compartilhadas
Centroeste ........................................................................................... 2 compartilhadas
Transchile ............................................................................................ (*)
(*) As duas subestações existentes não são de propriedade da Transchile.
Ativos de Transmissão
LT 345 kV Montes Claros–Irapé (Companhia Transleste de Transmissão) – Em setembro de 2003, um
consórcio formado pela Companhia Técnica de Engenharia Elétrica – ALUSA, ou ALUSA (com participação
de 41%), Furnas (participação de 24%), Orteng Equipamentos e Sistemas S.A., ou Orteng (participação de
10%), e pela CEMIG (participação de 25%), venceu a licitação de concessão da ANEEL para a linha de
transmissão Montes Claros–Irapé. Conforme exigido no processo licitatório, os sócios constituíram a
Companhia Transleste de Transmissão S.A., a qual é responsável pela construção e operação da linha de
transmissão. Essa linha de transmissão de 345 kV conecta a subestação localizada em Montes Claros, cidade
no norte de Minas Gerais, à subestação da Usina Hidrelétrica de Irapé, com uma extensão de
aproximadamente 140Km. A operação da linha de transmissão iniciou-se em dezembro de 2005. A concessão
expira em fevereiro de 2034. Em 09 de outubro de 2013, a ANEEL anuiu à transferência da participação da
Orteng Equipamentos e Sistemas S.A. para a Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A – EATE
(10%).
74
LT 345 kV Itutinga–Juiz de Fora (Companhia Transudeste de Transmissão) – Em setembro de 2004, um
consórcio formado pela ALUSA, por Furnas, pela Orteng e pela CEMIG, com participações de 41%, 25%,
10% e 24%, respectivamente, venceu a licitação de concessão da ANEEL para a linha de transmissão
Itutinga–Juiz de Fora. Conforme exigido no processo licitatório, os sócios constituíram a Companhia
Transudeste de Transmissão S.A., a qual é responsável pela construção e operação da linha de transmissão.
Essa linha de transmissão de 345 kV, com extensão de aproximadamente 145Km, liga a subestação da Usina
Hidrelétrica de Itutinga a uma subestação localizada em Juiz de Fora, cidade no sudeste de Minas Gerais. A
operação comercial iniciou-se em fevereiro de 2007. A concessão expira em março de 2035. Em 09 de
outubro de 2013, a ANEEL anuiu à transferência da participação da Orteng Equipamentos e Sistemas S.A.
para a Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A – EATE (10%).
LT 230 kV Irapé–Araçuaí (Companhia Transirapé de Transmissão) – Em novembro de 2004, um consórcio
formado pela ALUSA, por Furnas, pela Orteng e pela CEMIG, com participações de 41%, 24,5%, 10% e
24,5%, respectivamente, venceu a licitação de concessão da ANEEL para a linha de transmissão Irapé–
Araçuaí. Conforme exigido no processo licitatório, os sócios constituíram a Companhia Transirapé de
Transmissão S.A., a qual é responsável pela construção e operação da linha de transmissão. Essa linha de
transmissão de 230 kV, com extensão de aproximadamente 63 km (39 milhas), liga a subestação da Usina
Hidrelétrica de Irapé a uma subestação em Araçuaí, cidade localizada no nordeste de Minas Gerais. A
operação comercial iniciou-se em maio de 2007 e a concessão expira em março de 2035. Em 19 de fevereiro
de 2013, através da Resolução Autorizativa ANEEL nº 3094/2013, a Transirapé foi autorizada a realizar
reforços no sistema contemplando a instalação de 1 (um) banco de autotransformadores com potência de 3 X
75MVA na Subestação Irapé e outro banco com as mesmas características na Subestação Araçuaí 2. Em 09 de
outubro de 2013, a ANEEL anuiu à transferência da participação da Orteng Equipamentos e Sistemas S.A.
para a Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A – EATE (10%).
LT2 345 kV Furnas–Pimenta (Companhia de Transmissão Centroeste de Minas) – Em setembro de 2004, um
consórcio formado por Furnas e pela CEMIG, com participações de 49% e 51%, respectivamente, venceu a
licitação de concessão da ANEEL para a linha de transmissão Furnas–Pimenta. Conforme exigido no
processo licitatório, os sócios constituíram a Companhia de Transmissão Centroeste de Minas S.A., a qual é
responsável pela construção e operação da linha de transmissão. Essa linha de transmissão de 345 kV, com
extensão de aproximadamente 62,5Kmmilhas, liga a subestação da Usina Hidrelétrica de Furnas a uma
subestação localizada em Pimenta, cidade na região centro-oeste de Minas Gerais. Sua operação comercial foi
iniciada em março de 2010. A concessão expira em março de 2035.
LT 220 kV Charrúa–Nueva Temuco (Transchile) – Em abril de 2005 um consórcio constituído pela ALUSA e
CEMIG, com participação de 51% e 49%, respectivamente, venceu a concessão licitada pelo Centro de
Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, ou CDEC – SIC, do Chile, para
construir, operar e manter a linha de transmissão de 220 kV Charrúa–Nueva Temuco pelo período de 20 anos.
Este foi um importante marco na história da CEMIG, configurando nosso primeiro ativo fora do Brasil. Nós e
a ALUSA constituímos a Transchile Charrúa Transmisión S.A., uma SPE criada no Chile e responsável pela
construção e operação da linha de transmissão. Com uma extensão de aproximadamente 204,5 km (127
milhas), a linha de transmissão conecta as subestações de Charrúa e Nueva Temuco na região central do
Chile. Iniciamos o projeto em junho de 2005 e a construção começou em abril de 2007. Em 18 de julho de
2007, a Transchile Charrúa Transmisión S.A. celebrou um contrato de financiamento de projetos com o
Banco Interamericano de Desenvolvimento, no valor de US$51,0, relativo à linha de transmissão e
subestações. A operação comercial iniciou-se em janeiro de 2010.
75
Empresa de Transmissão Serrana S.A. – Uma sociedade de propósito específico criada em Janeiro de 2012
pela ECTE, uma sociedade controlada em conjunto pela TAESA (19,09% de participação), Alupar
Investimento S.A. (42,51% de participação), Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. (30,89% de
participação) e MDU Resources Luxembourg II LLC, S.à.r. l.. (7,51% de participação), para construir e
operar as subestações Abdon Batista, com tensão nominal de 525/230 kV e uma capacidade de transformação
projetada de 1.568 MVA, e Gaspar 2, com tensão nominal de 230/138 kV e capacidade de transformação
projetada de 300 MVA, ambas no estado de Santa Catarina. A ECTE ganhou a concessão licitada pela
ANEEL (Leilão 006/2011). A subestação tem como objetivo ligar as usinas Garibaldi e São Roque ao Sistema
Integrado Nacional (SIN), e ampliar a oferta de energia elétrica na região do Vale do Itajaí. Em 2015, 100%
das obras estavam concluídas.
Empresa Santos Dumont de Energia S.A. – Sociedade de propósito específico criada em novembro de 2009
pela ETEP, companhia de controle conjunto de propriedade da TAESA (49.98% de participação) e Alupar
Investimento S.A. (50.01% de participação), com o objetivo de construir e operar a subestação Santos
Dumont 2, com tensão nominal de 345/138 kV e capacidade de transformação estimada de 375 MVA, e
Satatic Var Compensator (“SVC”) de -88/+100 MVAr, ambas no Estado de Minas Gerais. A ESDE ganhou a
concessão licitada pela ANEEL (Leilão 001/2009). As obras do 345 KV e do 138 KV foram concluídas em
fevereiro de 2013 e o SVC foi concluído em janeiro de 2014.
São Gotardo Transmissora de Energia S.A. – Em junho 2012, durante o leilão 005/2012 da ANEEL, a
TAESA recebeu a concessão do Lote E para a construção, operação e manutenção da subestação de São
Gotardo 2 345/138 kV 300 MVA, localizada em Minas Gerais, por uma Receita Anual Permitida (RAP) de
R$3,8 milhões. A companhia começou a operar em 19 de março de 2014.
Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – Taesa é uma companhia privada controlada pela Cemig, que
detém 45,74% do capital votante e 43,36% do capital total, e pelo FIP Coliseu. A Taesa tem sido o vetor de
crescimento da Cemig no segmento de transmissão, dedicando-se à construção, operação e manutenção de
linhas de transmissão em todas as regiões do país. Em 2013, incorporou várias empresas do grupo nas quais
detinha participação de 100% e cuja incorporação traria ganhos econômico-financeiros e de simplificação da
estrutura societária. Tal fato ocorreu em janeiro de 2013, para as subsidiárias integrais Sul Transmissora de
Energia S.A. (STE), ATE Transmissora de Energia S.A. (ATE) e Nordeste Transmissora de Energia S.A.
(NTE), e em junho de 2013 com a ATE II. Em 31 de maio de 2013, foi concluída a transferência para a Taesa
da totalidade da participação acionária da CEMIG no capital social das concessionárias de serviço público de
transmissão de energia elétrica do Grupo TBE. Em 17 de outubro de 2013 foi concluída a compra, pela
coligada EATE, da participação acionária detida pela Orteng (10%) no capital social das transmissoras (i)
Companhia Transleste de Transmissão, (ii) Companhia Transirapé de Transmissão e (iii) Companhia
Transudeste de Transmissão. Em 13 de dezembro de 2013, sagrou-se vencedora do Lote “A” do Leilão
ANEEL 013/2013, constituindo, em decorrência, a Mariana Transmissora de Energia S.A. (MTE). A nova
concessionária recebeu o direito de explorar, por 30 anos, a linha de transmissão de energia elétrica de 500
kV, com extensão de 85 km no Estado de Minas Gera is, que interliga as subestações Itabirito 2 – Vespasiano
2, pertencentes à CEMIG.
76
A seguir apresentamos os percentuais de participação das empresas de transmissão Controladas e Coligadas:
Empresas de Transmissão Controladas e Coligadas
Em 31/12/2015
% de Participação Acionária
(Direto + Indireto)
Cemig Taesa
TAESA................................................................................................................ 43,36 –
ATE III ................................................................................................................ 43,36 100,00
EATE .................................................................................................................. 21,67 49,98
Lumitrans ............................................................................................................ 17,34 39,98
EBTE .................................................................................................................. 32,30 74,49
ERTE .................................................................................................................. 21,67 49,99
STC ..................................................................................................................... 17,34 39,98
ENTE .................................................................................................................. 21,67 49,99
ECTE .................................................................................................................. 8,28 19,09
ETSE ................................................................................................................... 8,28 19,09
ETEP ................................................................................................................... 21,67 49,98
ESDE .................................................................................................................. 21,67 49,98
São Gotardo ........................................................................................................ 43,36 100,00
Brasnorte ............................................................................................................. 16,77 38,67
ETAU .................................................................................................................. 22,80 52,58
Mariana ............................................................................................................... 43,36 99,99
Transleste ............................................................................................................ 27,17 5,00
Transirapé ........................................................................................................... 26,67 5,00
Transudeste ......................................................................................................... 26,17 5,00
Centroeste ........................................................................................................... 51,00 –
Transchile ............................................................................................................ 49,00 –
O gráfico abaixo apresenta os ativos de transmissão do Grupo CEMIG:
77
Expansão da Capacidade de Transmissão
Linha de Transmissão Itabirito 2 – Vespasiano 2. – Em dezembro de 2013, durante o leilão 013/2013 da
ANEEL, a TAESA recebeu a concessão do Lote A para a construção, operação e manutenção da LT 500 kV
Itabirito 2 – Vespasiano 2,52 milhas, localizada em Minas Gerais, por uma Receita Anual Permitida (RAP)
de R$11 milhões. As obras devem estar concluídas em 2017.
78
Distribuição e Compra de Energia Elétrica
Visão Geral
Nossas operações de distribuição consistem em transferências de energia elétrica de subestações de
distribuição a consumidores finais. Nossa rede de distribuição é composta de ampla rede de distribuição aérea
e subterrânea e subestações com tensões inferiores a 230 kV. Fornecemos energia elétrica a pequenos
consumidores industriais nos valores mais elevados da faixa de tensão e a consumidores residenciais e
comerciais nos valores mais baixos da faixa.
Em 2015, investimos aproximadamente R$205 milhões na construção e aquisição de ativos imobilizados
utilizados na ampliação de nosso sistema de distribuição.
As tabelas a seguir fornecem determinadas informações operacionais relativas a nosso sistema de distribuição
nas datas indicadas:
Extensão da Rede de Distribuição em Milhas – Alta Tensão
(de subestações de distribuição a consumidores finais)
Em 31 de dezembro de
Tensão da Rede de Distribuição 2015 2014 2013
161 kV.................................................................. 33.86 34.2 34,2
138 kV.................................................................. 7,531.71 7,321.72 7,271.7
69 kV.................................................................... 2,605.43 3,088.9 3,088,9
34.5 kV + Outras .................................................. 594.97 609.4 609,4
Total .................................................................... 10,765.97 11,054.22 11,004.2
Extensão da Rede de Distribuição em Milhas
– Média e Baixa Tensões
(de subestações de distribuição a consumidores finais)
Em 31 de dezembro de
Tensão da Rede de Distribuição 2015 2014 2013
Redes de distribuição urbanas aéreas ................... 63.334,64 62,020.26 60,682.25
Redes de distribuição urbanas subterrâneas ......... 426.90 426.97 426.90
Redes de distribuição rurais aéreas ...................... 244,904.15 242,998.48 241,122.49
Total .................................................................... 308,665.69 305,445.63 302,231.64
Capacidade de Transformação Abaixadora(1)
de Subestações de Distribuição
Em 31 de dezembro de
2015 2014 2013
Número de subestações ........................................ 388 374 373
MVA .................................................................... 10.099,18 9.585,5 9.365,6
(1) Capacidade de transformação abaixadora significa a habilidade de um transformador receber energia a uma certa voltagem e liberá-la a uma voltagem
reduzida para posterior distribuição.
Expansão da Capacidade de Distribuição
Nosso plano de expansão de distribuição para os próximos cinco anos baseia-se em projeções de crescimento
de mercado. Para os próximos cinco anos, segundo nossas previsões, haverá um aumento de,
aproximadamente, 1,25 milhão de novos consumidores urbanos e aproximadamente 59.500 de consumidores
rurais. Para fazer face a este crescimento, segundo prevemos, temos de acrescentar mais 247.160 postes de
rede de distribuição de média tensão, 578 milhas de linhas de transmissão e 15 subestações abaixadoras,
adicionando 1,123 MVA à nossa rede de distribuição.
79
Aquisição de Energia Elétrica
Durante o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015, compramos 6.189GWh de energia elétrica de
Itaipu, representando aproximadamente 23% da energia elétrica por nós vendida a consumidores finais e 663
GWh (3%) da energia elétrica do Proinfa. Adquirimos 1.104GWh através de Contratos de Cotas de Energia
Nuclear (CCEN, 4%) e 7.730GWh em Contratos de Cota de Garantia Física (CCGF, 29%). Além desta
contratação compulsória, possuímos outros dois tipos de fornecimento: (i) compras de energia por meio de
leilões públicos, que representaram aproximadamente 63% da energia elétrica adquirida para revenda durante
o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2015, e (ii) contratos de compra e venda de energia de
longo prazo, celebrados anteriormente à entrada em vigor do Novo Modelo do Setor Elétrico, que
representaram aproximadamente 6% da energia elétrica adquirida em 2015.
Itaipu - Itaipu é uma das maiores usinas hidrelétricas em operação do mundo, com capacidade instalada de
14.000 MW. A Centrais Elétricas Brasileiras S.A., ou Eletrobrás, holding controlada pelo Governo Federal,
detém participação de 50% na usina de Itaipu, ao passo que os restantes 50% são detidos pelo governo do
Paraguai. Nos termos do tratado de 1973 celebrado com o Paraguai, o Brasil tem a opção de comprar a
totalidade da energia elétrica gerada por Itaipu que não for consumida pelo Paraguai. Geralmente o Brasil
compra mais de 95% da energia elétrica gerada por Itaipu.
Somos uma das companhias de distribuição de energia elétrica que operam nas regiões sul, sudeste e centro-
oeste do Brasil obrigadas a comprar, em conjunto, a totalidade da energia elétrica gerada por Itaipu que cabe
ao Brasil, de acordo com a Lei 5.899/1973. O Governo Federal aloca a parcela do Brasil de energia elétrica de
Itaipu entre as referidas companhias elétricas em montantes proporcionais à sua respectiva participação de
mercado nas vendas de energia elétrica totais. A ANEEL expediu a Resolução n° 1386/2012 que definiu o
percentual da cota-parte da Cemig Distribuição em 13,31%, da totalidade do volume de energia elétrica
comprada pelo Brasil de Itaipu em 2013, a tarifas fixadas de forma a custear as despesas operacionais de
Itaipu e os pagamentos de principal e juros sobre os empréstimos denominados em dólares de Itaipu, bem
como o custo em reais de transmissão dessa energia ao sistema elétrico interligado. Essas tarifas estão acima
da média nacional para fornecimento de energia elétrica de grandes volumes, sendo calculadas em dólares dos
Estados Unidos. Dessa forma, as flutuações da taxa de câmbio do dólar dos Estados Unidos/real afetarão o
custo, em termos reais, da energia elétrica que somos obrigados a comprar de Itaipu. Historicamente, temos
sido capazes de recuperar o custo dessa energia elétrica cobrando dos consumidores tarifas de fornecimento.
De acordo com nosso contrato de concessão, os aumentos das tarifas de fornecimento poderão ser repassados
ao consumidor final mediante aprovação da ANEEL.
Desde 2007, a ANEEL publica no final de cada exercício o volume de energia a ser comprada de Itaipu por
cada uma das distribuidoras de energia elétrica para o exercício seguinte, como orientação para os cinco
exercícios subsequentes. Com base nisto, as empresas de distribuição podem estimar antecipadamente as suas
necessidades de energia remanescentes para os próximos leilões públicos de energia.
Contratos de Cotas de Energia Nuclear – CCEN: são contratos que formalizam a contratação de energia e
potência na forma estabelecida na Lei n° 12.111/2009 e REN n° 530/2012 entre as distribuidoras e a
Eletronuclear pela energia produzida pelas usinas de Angra I e Angra II.
Contratos de Cota de Garantia Física – CCGF: por meio do Decreto nº 7.805/2012 ocorreu a regulamentação
da MP 579/2012 e a criação dos instrumentos contratuais que regem a contratação de energia e potência das
usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da lei 12.783/2013.
80
Contratos Provenientes dos Leilões - Adquirimos energia elétrica por meio de leilões públicos na CCEE.
Esses contratos foram formalizados entre a CEMIG e os diversos vendedores de acordo com os termos e
condições estabelecidos nos editais dos leilões. A tabela a seguir demonstra as quantidades de energia elétrica
adquiridas, tarifas médias originais e preços, relativos aos CCEARs resultantes da energia elétrica adquirida
pela CEMIG. Veja a seção “— O Setor Elétrico Brasileiro” para maiores informações sobre a CCEE e o
CCEAR.
Tarifa média (R$/MWh)
Energia elétrica contratada
(MW — média por ano) Período do contrato
83.13 105.47 2005 to 2012
106.95 4.47 2006 to 2013
132.27 35.31 2008 to 2015
114.28 3.16 2012 to 2014
126.77 60.41 2008 to 2037
129.26 40.36 2008 to 2022
132.39 31.02 2009 to 2038
115.05 91.77 2009 to 2038
134.99 20.12 2009 to 2023
121.81 88.98 2009 to 2023
138.85 61.23 2010 to 2039
134.67 431.17 2010 to 2039
120.86 24.71 2010 to 2024
137.44 23.24 2010 to 2024
128.42 63.89 2010 to 2024
129.14 56.57 2011 to 2040
128.37 126.34 2011 to 2025
78.87 122.83 2011 to 2025
77.97 457.75 2012 to 2041
102.00 52.76 2012 to 2026
80.10 336.40 2012 to 2041
262.00 27.00 2015 to 2044
270.81 69.03 2014 to 2044
99.48 46.80 2014 to 2033
67.31 136.73 2015 to 2044
129.70 25.09 2015 to 2044
121 15.68 2016 to 2035
133.29 32.13 2018 to 2047
117.51 16.27 2018 to 2037
135.58 19.30 2018 to 2047
96.28 16.41 2018 to 2037
119.03 2.62 2018 to 2042
121.00 15.68 2017 to 2046
129.96 32.13 2017 to 2036
161.89 3.20 2019 to 2048
205.19 311.11 2019 to 2043
136.00 56.06 2019 to 2038
183.66 4.94 2020 to 2049
278.46 23.21 2020 to 2044
205.01 0.535 2018 to 2047
212.75 0.701 2018 to 2037
181.14 3.843 2018 to 2037
Contratos Bilaterais - A Cemig Distribuição celebrou contratos bilaterais com vários fornecedores
anteriormente à entrada em vigor do Novo Modelo do Setor Elétrico em 2004. Tais contratos são válidos de
acordo com os termos e condições originalmente pactuados, não podendo ser renovados. Durante o ano
encerrando em 31 de dezembro de 2015, a Cemig Distribuição adquiriu 1,644GWh em relação a estes
contratos, o que representou 6% da energia elétrica total comprada pela Cemig Distribuição durante 2015.
81
Outras Atividades
Distribuição de Gás Natural
A GASMIG foi constituída em Minas Gerais, Brasil, no ano de 1986 com a finalidade de desenvolver e
implementar a distribuição de gás natural em Minas Gerais. A CEMIG detém participação de 99,57% na
GASMIG. A participação remanescente é detida pelo Município de Belo Horizonte.
A GASMIG, a CEMIG, a GASPETRO e a PETROBRAS celebraram em 25 de agosto de 2004 um Acordo de
Associação, o qual foi aditado em 5 de novembro de 2004, em 14 de dezembro de 2004 e em 15 de agosto de
2007, visando à implementação de um plano de desenvolvimento do mercado de gás natural no Estado de
Minas Gerais que previa a ampliação da malha de gasodutos de transporte, de responsabilidade da
PETROBRAS, e da rede de distribuição de gás natural, de responsabilidade da GASMIG, bem como a
participação da GASPETRO no capital social da GASMIG.
Em 10 de outubro de 2014, foi assinado “Contrato de Compra e Venda de Ações” para aquisição, pela
CEMIG, dos 40% (quarenta por cento) de participação da GASPETRO na GASMIG, previamente aprovado
pelos Conselhos de Administração da CEMIG e da PETROBRAS, pelo valor de R$570.935.931,26
(quinhentos e setenta milhões, novecentos e trinta e cinco mil, novecentos e trinta e um reais e vinte e seis
centavos) resultantes da atualização monetária dos R$600 milhões pelo IGPM e descontados os dividendos
pagos entre a data base e o fechamento do acordo. A aquisição foi concluída após a aprovação pelo Conselho
Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e a anuência do poder concedente do Estado de Minas Gerais.
Em julho de 1995, o Governo do Estado de Minas Gerais outorgou à GASMIG uma concessão exclusiva de
30 anos (contada a partir de janeiro de 1993), para a distribuição de gás canalizado abrangendo todo o Estado
de Minas Gerais e os respectivos consumidores desse Estado. Em 26 de dezembro de 2014, foi celebrado o
“Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão” que prorrogou em 30 anos o prazo de concessão para a
GASMIG explorar os serviços de gás canalizado industrial, comercial, institucional e residencial no Estado de
Minas Gerais, passando seu vencimento de 10 de janeiro 2023 para 10 de janeiro de 2053.
Os esforços de marketing da GASMIG concentram-se em sua capacidade de fornecer uma alternativa, mais
eficiente economicamente e não agressora do meio ambiente, aos combustíveis derivados de petróleo, como
óleo combustível, gasolina, diesel e gás liquefeito de petróleo, ou GLP, à madeira e derivados e ao carvão. Em
2015, a GASMIG forneceu aproximadamente 3,9 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia a 4.215
consumidores de trinta e cinco cidades: 111 indústrias de grande e médio porte, 218 indústrias de pequeno
porte e consumidores comerciais, 57 postos distribuidores de gás natural para veículos, ou GNV, no varejo, 2
termelétricas, 3 projetos de cogeração e 4 distribuidoras de gás natural comprimido, ou GNC e 3.820 unidades
residenciais. Em 2015, a GASMIG distribuiu aproximadamente 4% de todo o gás natural distribuído no
Brasil.
A GASMIG atende hoje às seguintes regiões do Estado de Minas: Região Metropolitana de Belo Horizonte,
Rio Doce (Vale do aço), Sul de Minas, a Zona da Mata (no sudeste de Minas Gerais) e Campos das Vertentes,
nos mercados industrial, comercial, automotivo, residencial, de cogeração e térmico.
Para distribuição aos segmentos de mercado não termelétrico a GASMIG possui com o fornecedor
PETROBRAS o Contrato de Suprimento Adicional (CSA), celebrado em 15 de dezembro de 2004, com
vigência até 2030 e rampa crescente que chega a 5.000 m³/dia em 2018. Em 2015 a Quantidade Contratual do
CSA foi de 4,02 mil m³/dia. Havia outro contrato de fornecimento de gás para o mercado não termoelétrico, o
Contrato Convencional, firmado em 6 de julho de 1994, que foi distratado no final de 2013. O saldo restante
de quantidade de gás pago deste contrato foi recuperado durante o ano de 2014.
Para fornecimento de gás às usinas térmicas, a GASMIG possui contratos que totalizam 1,6 milhões m³/dia,
com vigência até 2022.
As tarifas de venda são compostas do repasse integral do custo de aquisição do gás, adicionado do custo de
distribuição (margem) e tributos.
82
Os investimentos realizados em 2013 e 2014 num total de R$117,93 milhões, tiveram foco na expansão e
adensamento das redes existentes com foco no atendimento ao segmento residencial. Em 2015, os
investimentos realizados totalizaram R$62 milhões e mantiveram foco no atendimento ao segmento
residencial, somando mais 51,4 quilômetros à nossa rede de gás natural.
Muitas indústrias intensivas em termos de energia, tais como cimento, siderurgia, ferro-ligas e metalurgia,
operam significativamente em Minas Gerais. A principal estratégia da GASMIG é a expansão de sua rede de
distribuição de forma a cobrir a parcela da demanda ainda não atendida. A GASMIG dedica-se ao
desenvolvimento de novos projetos de ampliação de seu sistema de distribuição de gás natural para atender
consumidores de outras áreas de Minas Gerais, principalmente áreas densamente industrializadas. Em 2006, a
GASMIG começou a fornecer gás para a região do Vale do Aço, concluindo, desta maneira, a primeira fase
do serviço para aquela região do Estado de Minas Gerais. Também em 2006, a GASMIG iniciou o
atendimento à região do Sul de Minas, através de redes locais abastecidas por gás natural liquefeito, ou GNL.
Em 2009, após conclusão pela Petrobras do gasoduto de transporte Paulínia – Jacutinga, as redes locais foram
interligadas à malha nacional. Em 2010 foi concluída a 2ª. Fase do gasoduto do Vale do Aço.
A GASMIG iniciou em 2013 o atendimento aos segmentos residencial e pequeno comércio nos município de
Nova Lima, Belo Horizonte e Poços de Caldas.
Através de projeto estruturante, a Gasmig iniciou em 2013 o atendimento aos municípios de Governador
Valadares e Itabira, a partir da base de gás natural comprimido, ou GNC, instalada no município de Ipatinga.
Em 2014 a Gasmig iniciou o atendimento ao município de Pouso Alegre, através de outro projeto estruturante
abastecido por gás natural liquefeito, ou GNL.
Exploração de Gás Natural
A Cemig, em conjunto com outras empresas, adquiriu, na 10ª Rodada de Licitações da Agência Nacional de
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP realizada em dezembro de 2008, os direitos para exploração
de gás natural em 4 blocos na Bacia do São Francisco, 1 bloco na Bacia do Recôncavo, e 1 bloco na Bacia
Potiguar, localizados nos Estados de Minas Gerais, Bahia e Rio Grande do Norte, respectivamente.
O Bloco POT-T-603 na Bacia Potiguar foi devolvido à ANP após o término das atividades programadas, que
concluíram pela ausência de hidrocarbonetos comercialmente exploráveis.
Os consórcios nos quais a Cemig tem participação são os seguintes:
Blocos SF-T-104 e SF-T-114 (Bacia do São Francisco): Cemig (24,5%), Codemig (24,5%) e Imetame
(51%);
Blocos SF-T-120 e SF-T-127 (Bacia do São Francisco): Cemig (24,5%), Codemig (24,5%), Cemes
(51%), sendo a última uma empresa constituída pela Imetame, Sipet e Orteng;
Bloco REC-T-163 (Bacia do Recôncavo): Cemig (24,5%), Codemig (24,5%) e Imetame (51%).
Estão em curso as atividades previstas no contrato de concessão, que compreendem estudos da geologia da
região, com vistas a comprovar o real potencial de produção de gás natural nas áreas de interesse. Tais estudos
contemplam a aquisição de dados sísmicos, estudos geoquímicos de superfície, perfuração de poços
exploratórios, estudos petrofísicos, dentre outros. O investimento previsto pela Cemig para a fase de
exploração não deve exceder o valor de R$30 milhões.
Ao final da fase de exploração caberá aos consórcios decidir em avançar para a fase de desenvolvimento e
produção, caso se confirme a viabilidade técnica e econômica para produção dos recursos eventualmente
identificados.
Telecomunicações, Internet e Televisão a Cabo
A Cemig Telecomunicações S.A. - CEMIGTelecom (“Companhia”) é uma sociedade anônima de capital
aberto, subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais S.A. - CEMIG, que oferece rede óptica
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para transporte de serviços de telecomunicações no Estado de Minas Gerais utilizando-se da infraestrutura de
transmissão e distribuição de energia elétrica da CEMIG.
A Companhia é domiciliada no Brasil, com endereço na Rua dos Inconfidentes, 1.051 - Térreo - Funcionários
- Belo Horizonte - MG. É autorizada pela Agência Nacional de Telecomunicações - ANATEL a explorar
Serviços de Comunicação Multimídia - SCM, por prazo indeterminado, cuja outorga se deu através do Ato
41.002 de 3 de dezembro de 2003.
A Companhia foi constituída em 13 de janeiro de 1999, em parceria com a AES Força Empreendimentos
Ltda., integrante do grupo AES Corporation, recebendo àquela época a denominação de Empresa de Infovias
S.A. Seu propósito é prestar serviços na área de telecomunicações, através de sistema integrado constituído de
cabos de fibra óptica, cabos coaxiais e equipamentos eletrônicos e associados, para transmissão, emissão e
recepção de símbolos, caracteres, sinais escritos, imagens, sons e informações de qualquer natureza, bem
como prestar serviços de telecomunicações no mercado de atacado, alugando circuitos especializados,
prioritariamente para outras operadoras de telecomunicações como operadoras de telefonia fixa, móvel, TV a
cabo, bussiness carrier, data center, banda larga, dentre outras.
O core business da Companhia é a prestação de serviços de telecomunicações no segmento de operadoras e o
provimento de serviços especializados para o segmento corporativo, disponibilizando soluções de
conectividade de redes e acesso à Internet.
A CEMIG Telecom disponibiliza a maior rede óptica para transporte de serviços de telecomunicações de
Minas Gerais, com presença em mais de 70 cidades mineiras, que concentram aproximadamente 90% do PIB
do estado. Adicionalmente, dentro de seu projeto de expansão, já disponibiliza serviços através de redes
ópticas nas regiões metropolitanas de Salvador, Recife, Goiânia e Fortaleza, além de possuir pontos de
presença nas cidades de São Paulo e Rio de Janeiro.
A Companhia possui empreendimento controlado em conjunto – “joint venture” na companhia Ativas Data
Center S.A. (“Ativas”), com participação de 19.6% do capital votante dessa empresa. A gestão e as principais
deliberações sociais são compartilhadas com outro sócio investidor, conforme garantido em acordo de
acionistas.
A Ativas tem por objetivo social a prestação de serviços de fornecimento de infraestrutura de TIC -
Tecnologia da Informação e Comunicação, compreendendo hospedagem física (hosting e colocation) de
ambientes de tecnologia da informação, armazenamento de base de dados e site-backup, serviços profissionais
de segurança da informação e disponibilidade, consultoria em TIC, conectividade com venda de acesso e
banda internet. A construção do data center classificado na categoria “Tier III” (Uptime Institute), para
atendimento a médias e grandes corporações foi concluída em janeiro de 2011.
Serviços de Consultoria e Outros Serviços
Criada como subsidiária integral da Cemig em 2002, a Efficientia construiu o seu próprio modelo de negócio,
se lançando num mercado que praticamente desconhecia a implantação de projetos com base nos contratos de
desempenho (também conhecidos como contratos de performance). A principal fonte de receitas da
Efficientia tem sido a implantação de projetos de eficiência energética mediante contratos de desempenho,
contando com mais de 60 projetos desta natureza já implementados.
84
Em 2015 a Efficientia assinou contratos com clientes dos setores industrial e de serviços para a implantação
de projetos de modernização de sistemas de iluminação e geração de energia fotovoltaica, conforme listados a
seguir:
Esdeva Indústria Gráfica: Modernização do sistema de iluminação industrial, utilizando tecnologia LED
(economia prevista de 485 MWh / ano); Investimento: R$780 mil
Prosegur Brasil: Modernização do sistema de iluminação da sede, utilizando tecnologia LED (economia
prevista de 275 MWh / ano); Investimento: R$359 mil
Minas Tênis Clube: Modernização do sistema de iluminação da sede, utilizando tecnologia LED
(economia prevista de 745 MWh / ano); Investimento: R$1.934 mil
Os projetos de eficiência energética implantados pela Efficientia, além da economia de energia efetiva,
proporcionam a redução de potência no horário de ponta do sistema elétrico, configurando-se, também, como
projetos de Gerenciamento pelo Lado da Demanda.
Adicionalmente, os projetos geração de energia fotovoltaica desenvolvidos pela Efficientia configuram-se
como investimentos em geração distribuída de energia. Em 2015 foram assinados contratos para o
fornecimento de sistemas de geração fotovoltaica nos seguintes clientes:
Algar Tecnologia e Consultoria: Desenvolvimento e implantação de uma Usina Solar Fotovoltaica
(geração prevista de 466 MWh / ano); Investimento: R$2,2 milhões. Finalizado em 2015
Condomínio Village I e Village II: Desenvolvimento e implantação de uma Usina Solar Fotovoltaica
(geração prevista de 1018 MWh / ano); Investimento: R$6,1 milhões. Previsão de término em 2016
(Village I) e 2017 (Village II).
Algar Telecom: Desenvolvimento e implantação de uma Usina Solar Fotovoltaica (geração prevista de
734 MWh / ano); Investimento: R$3,9 milhões. Previsão de término em 2016.
Venda e comercialização de energia elétrica
Oferecemos serviços relacionados com a venda e comercialização de energia elétrica no setor elétrico brasileiro,
tais como avaliação de cenários, representação dos consumidores na CCEE-Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica, estruturação e intermediação de operações de compra e venda de energia elétrica, consultoria e serviços de
consultoria, além dos serviços relacionados com a compra e venda de energia no mercado livre através de nossas
subsidiárias integrais Cemig Trading S.A., ESCEE-Empresa de Serviços de Comercialização de Energia Elétrica
S.A. e CCEI-Cemig Comercialização de Energia Incentivada S.A..
Perdas de Energia
A perda total de energia elétrica da Cemig compreende a parcela de perda oriunda da Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional e as parcelas de perda técnica e não técnica verificadas no sistema elétrico de
distribuição da Cemig Distribuição.
Conforme apresentado na tabela do Balanço de Energia Elétrica da Cemig a perda total de energia da Cemig
em 2015 foi de 6.461 GWh, um crescimento de 2,9% em relação a 2014 de 6.282 GWh. A Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) atribuiu à Cemig Distribuição 528 GWh de perdas na rede
básica nacional em 2015. As demais perdas de energia, 5.933 GWh, incluem perdas técnicas e não técnicas no
sistema de distribuição local.
A perda técnica corresponde a aproximadamente 76,0% da perda total de energia da Cemig Distribuição, para
o exercício findo em 31 de dezembro de 2015. Essa perda resulta do inevitável processo de distribuição e
transformação de energia elétrica entre diferentes níveis de tensão. Procuramos minimizar a perda técnica por
meio da realização de avaliações rigorosas e regulares das condições operacionais das instalações de
85
distribuição de energia elétrica e a realização de investimentos para ampliação de capacidade de distribuição,
visando a manutenção de padrões de qualidade e confiabilidade, reduzindo, consequentemente, as perdas
técnicas; além disso, operamos o sistema de distribuição observando níveis específicos de tensão a fim de
reduzir o nível de perda. As perdas técnicas não são comparáveis; trechos mais longos de rede de distribuição
(por exemplo, na área rural), naturalmente, têm maior perda técnica.
A perda não técnica correspondeu a, aproximadamente, 24,0% da perda total de energia da Cemig
Distribuição em 2015, que é ocasionada por fraude de consumidores, conexões ilegais à rede de distribuição,
erros de medição de consumo de energia e defeitos do medidor. A fim de minimizar a perda não técnica,
regularmente são executadas as ações preventivas, inspeção dos medidores e de conexões dos consumidores,
treinamento do pessoal responsável pela leitura dos medidores, modernização dos sistemas de medição,
padronização dos procedimentos de instalação e de inspeção dos medidores, instalação de medidores com
garantias de controle de qualidade e atualização do banco de dados dos consumidores.
A perda não técnica de diferentes empresas distribuidoras pode ser parcialmente comparável, tendo em
consideração as complexidades sociais na área de concessão e a efetividade de combate às perdas.
No final de 2015, os indicadores que medem a qualidade no fornecimento pela Cemig Distribuição, DEC –
Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor, em horas por ano, e FEC – Frequência Equivalente de
Interrupção por Consumidor foram de 11,54 e 5,88, respectivamente. Em 2014 os valores apurados de DEC e
FEC foram de 10,77 e 5,58, respectivamente. Ao final de 2015, o DEC e o FEC da Light foram de 12,25 e
6,56, respectivamente, em comparação com 12,35 e 6,60 em 2014.
As perdas totais da Light SESA somaram 8.766 GWh, ou 23,2% sobre a carga fio, nos 12 meses encerrados
em dezembro de 2015, representando uma redução de 0,5 p.p. em relação ao índice de dezembro de 2014.
Clientes e Faturamento
Base de Clientes
O Grupo Cemig comercializa energia através das companhias Cemig Distribuição, Cemig Geração e
Transmissão, e companhias subsidiárias integrais - Horizontes Energia, Termelétrica Ipatinga (até
janeiro/2015), Sá Carvalho, Termelétrica de Barreiro, Cemig PCH, Rosal Energia e Cemig Capim Branco
Energia (até março/2015).
86
Este mercado consiste na venda de energia para:
(I) consumidores cativos, na área de concessão no estado de Minas Gerais;
(II) clientes livres no estado de Minas Gerais e em outros estados do Brasil, no ACL - Ambiente de
Contratação Livre;
(III) outros agentes do setor elétrico - comercializadores, geradores e produtores independentes de energia, no
ACL;
(IV) distribuidoras no ACR - Ambiente de Contratação Regulada
A energia comercializada pelo grupo Cemig, no ano de 2015, totalizou 56.904 GWh, com decréscimo de
10,3% em relação a 2014.
As vendas de energia para consumidores finais e Consumo Próprio somaram 46.073 GWh, com decréscimo
de 6,6% frente ao ano de 2014.
O consumo de energia elétrica no ano de 2015, de uma forma geral, foi afetado pelas condições adversas das
conjunturas política e econômica nacional e, no mercado cativo, pelos sucessivos aumentos de tarifas de
energia elétrica que, associados à aplicação da bandeira tarifaria, resultaram em significativo aumento no
valor da conta de energia.
As vendas para as Distribuidoras e Comercializadoras/Geradoras/Produtores Independente de Energia
totalizaram 10.831 GWh e decresceram 23,4% no ano de 2015, frente a 2014.
O Grupo Cemig atingiu 8.079.771 clientes faturados em dezembro de 2015, com crescimento de 0,9% na base
de consumidores, em relação a dezembro de 2014. Deste total 8.079.719 são consumidores finais e Consumo
Próprio e 52 outros agentes do setor elétrico brasileiro.
Vendas para Consumidores Finais
Residencial
O consumo residencial representa 17,3% da energia comercializada pelo grupo Cemig e totalizou 9.830 GWh,
com decréscimo de 1,8% no ano de 2015, frente ao ano de 2014.
A redução do nível de consumo nas residências pode ser explicada pelos aumentos da tarifa de energia
elétrica e aplicação da bandeira tarifaria no ano de 2015, com a diminuição do rendimento real das pessoas
ocupadas ao longo do ano.
O consumo médio mensal por consumidor no ano de 2015 foi de 126,5 kWh/mês, que corresponde a uma
redução de 3,6% comparativamente a 2014 (131,2 KWh/mês), situação não observada desde o ano de 2008.
Industrial
A energia faturada para clientes cativos e livres, em Minas Gerais e outros Estados, representa 40,4% do
volume de energia comercializada pelo Grupo Cemig e totalizou 22.969 GWh no ano de 2015, com
decréscimo de 11,7% em relação a 2014.
A redução de consumo desta classe está associada a:
a. término de contratos de clientes no final do ano de 2014 e não renovados com a Cemig GT; e
87
b. redução de consumo dos clientes industriais em função da contínua retração da atividade econômica
estadual e nacional e do desempenho da economia internacional:
redução da produção física face ao volume de estoque indesejado e menor demanda dos mercados,
levando ao aumento da capacidade ociosa do parque fabril e à redução no nível da utilização de mão
de obra (redução turno/jornada de trabalho, várias férias coletivas, aplicação do programa de
proteção ao emprego e demissões de empregados);
falta de confiança dos empresários e baixos níveis de investimento privado e publico;
incertezas nos cenários político e econômico nacional e, também, internacional;
custo do crédito para pessoa jurídica com elevada taxa de juros e maior seletividade na concessão de
financiamentos, e
diminuição da demanda externa, com a redução das exportações nacionais e a perda de participação
no mercado internacional para outros fornecedores estrangeiros.
Comercial e Serviços
A energia faturada para clientes cativos e livres, em Minas Gerais e outros estados, representa 11,3% do
volume de energia comercializada pelo Grupo Cemig e totalizou 6.433 GWh no ano de 2015, com
crescimento de 0,6% em relação a 2014.
O comportamento dessa classe está associado a:
(I) redução de 0,1% no volume de energia faturada aos consumidores cativos da Cemig D; e
(II) do crescimento de 11,6% no volume de energia faturada pela Cemig GT e Companhias Subsidiárias
Integrais aos clientes livres, em Minas Gerais e outros estados do Brasil.
A redução de consumo dos consumidores cativos pode ser explicada pelo menor número de consumidores
faturados, com o fechamento de pontos comerciais e de serviços em função da retração da atividade
econômica, e possível adoção de medidas para redução de consumo, devido ao aumento do custo da energia
no ano de 2015.
O aumento de consumo dos clientes livres está associado à celebração pela Cemig GT de 25 contratos de
energia de fonte incentivada, principalmente em outros estados do Brasil.
Rural
O consumo da classe rural, no montante de 3.380 GWh, corresponde a 5,9% da energia do grupo Cemig e
decresceu 0,3% no ano de 2015, frente a 2014, com o segmento de irrigação apresentando um decréscimo de
consumo de 1,9% e a agropecuária um crescimento de 0,6%.
A redução de consumo ocorreu devido ao menor uso dos sistemas de irrigação e à elevação do preço da
energia no ano de 2015, impactando o custo de produção.
Demais Classes
A energia fornecida para as demais classes – Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo
Próprio, totalizou 3.460 GWh, com decréscimo de 1,1%, em relação a 2014.
Vendas no ACL – Ambiente de Contratação Livre
A comercialização de energia para outros agentes do setor elétrico no ACL atingiu o montante de 6.579 GWh,
com decréscimo de 25,2% no ano de 2015, devido a término de contratos.
88
Vendas no ACR – Ambiente de Contratação Regulado
O decréscimo nas vendas no ACR, durante 2015, de 20,5% se comparado com 2014, ocorreu com o término
dos contratos oriundos do leilão do ACR realizado pela ANEEL em 2011, que foram celebrados pela Cemig
GT com distribuidoras para fornecimento de energia no período de 2012 a 2014.
No ano de 2015 a Cemig GT participou do 18º Leilão de Ajuste com vendas de energia para entrega no
primeiro semestre de 2015, compensando, parcialmente, a redução nas vendas no ACR.
A comercialização do recurso de energia da Cemig GT, no ano de 2015, foi afetada pelo término de concessão
de usinas, cuja energia foi redirecionada para modalidade de Cota de Garantia Física e para Liquidação no
Mercado de Curto Prazo.
As tabelas abaixo mostram o mercado do Grupo Cemig em mais detalhes, discriminando operações em 2015
em comparação com 2014:
Discriminacao
janeiro a dezembro 2015 janeiro a dezembro 2014 Variação %
Clientes Energia Clientes Energia Clientes Energia
Quantidade
(UN)
Participação
(%)
Quantidade
(MWh)
Participação
(%)
Quantidade
(UN)
Participação
(%)
Quantidade
(MWh)
Participação
(%) % %
Energia Transacionada(1) ........................... 8.079.771 100,0 56.903.594 100,0 8.008.205 100,0 63.470.475 100,0 0,9 -10,3
Vendas a Consumidores Finais .................. 8.078.963 100,0 46.034.739 80,9 8.007.405 100,0 49.286.776 77,7 0,9 -6,6
Residencial ................................................... 6.532.169 80,8 9.829.992 17,3 6.445.960 80,5 10.013.757 15,8 1,3 -1,8 Industrial ...................................................... 75.475 0,9 22.968.931 40,4 77.132 1,0 26.025.584 41,0 -2,1 -11,7
Cativo .......................................................... 75.085 0,9 3.757.203 6,6 76.728 1,0 4.076.645 6,4 -2,1 -7,8 Livre ............................................................ 390 0,0 19.211.728 33,8 404 0,0 21.948.939 34,6 -3,5 -12,5
Comercial ..................................................... 714.539 8,8 6.433.728 11,3 719.955 9,0 6.395.473 10,1 -0,8 0,6 Cativo .......................................................... 714.433 8,8 6.026.533 10,6 719.874 9,0 6.030.715 9,5 -0,8 -0,1
Livre ............................................................ 106 0,0 407.194 0,7 81 0,0 364.758 0,6 30,9 11,6 Rural ............................................................ 678.742 8,4 3.379.734 5,9 687.778 8,6 3.390.096 5,3 -1,3 -0,3
Demais Classes ............................................ 78.038 1,0 3.422.354 6,0 76.580 1,0 3.461.865 5,5 1,9 -1,1
Consumo Próprio ....................................... 756 0,0 37.661 0,1 748 0,0 37.590 0,1 1,1 0,2
Vendas no Atacado(2) .................................. 52 0,0 10.831.194 19,0 52 0,0 14.146.109 22,3 0,0 -23,4 CCEEAR – ACR .......................................... 46 0,0 4.252.099 7,5 35 0,0 5.346.833 8,4 31,4 -20,5
Contratos Livres e Bilateral .......................... 6 0,0 6.579.095 11,6 17 0,0 8.799.275 13,9 -64,7 -25,2
O volume das vendas de energia do Grupo Cemig para a classe Industrial, no ano de 2015, segundo os
principais setores de atividade econômica, é detalhado na tabela abaixo.
Setores Atividade Econômica Energia Faturada (MWh) Participação %
Metalurgia ........................................................................................ 6.162.570 26,8
Industria Extrativa ............................................................................ 4.607.805 20,1
Produtos Minerais Não Metálicos .................................................... 2.502.022 10,9
Produtos Alimentares ....................................................................... 1.869.168 8,1
Químico ........................................................................................... 1.645.895 7,2
Veiculos Automotores ...................................................................... 1.227.849 5,3
Maquinas e Equipamentos ............................................................... 1.052.921 4,6
Produto de Materias Plasticas .......................................................... 767.418 3,3
Textil ................................................................................................ 672.740 2,9
Demais Ramos ................................................................................. 2.460.542 10,7
Total Industria ............................................................................... 22.968.931 100
Os dez maiores grupos empresariais da classe industrial atendidos pelo Grupo Cemig, localizados em Minas
Gerais e em outros estados do Brasil, em termos de energia faturada no ano de 2015, são apresentados na
tabela seguir:
Grupo Empresarial Segmento
SAMARCO ........................................................................................ Industria Extrativa USIMINAS ......................................................................................... Metalurgia
ARCELORMITTAL ........................................................................... Metalurgia
V&M................................................................................................... Metalurgia SAINT GOBAIN ................................................................................ Quimico, Produtos Minerais Não Metálicos
FIAT ................................................................................................... Veiculos Automotores
CBCC ................................................................................................. Metalurgia ANGLO FERROUS............................................................................ Industria Extrativa
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KINROSS ........................................................................................... Industria Extrativa
INTERNATIONAL PAPER DO BRASIL LTDA .............................. Celulose, papel e Papelão
Faturamento
Nosso faturamento mensal e procedimentos de pagamento relativos à distribuição de energia elétrica variam
segundo o nível de tensão. Nossos consumidores de grande porte, que dispõem de ligações diretas com nossa
rede de transmissão, são geralmente faturados em até cinco dias após a leitura de seus medidores e recebem
suas faturas por e-mail. O pagamento deve ser efetuado dentro de cinco dias a contar da entrega da fatura.
Outros clientes que recebem energia elétrica de média tensão (aproximadamente 13.780 consumidores recebem energia elétrica em um nível de tensão igual ou superior a 2,3 kV) são faturados em até dois dias úteis a contar da leitura de seus medidores, devendo o pagamento ser efetuado no prazo mínimo de cinco dias úteis a partir da entrega da fatura. Esse grupo de consumidores recebe as faturas impressas e também por e-mail.
Em 2013 foi concluída a implantação da automação do sistema de leitura de medidores para consumidores que recebam energia de média tensão.
Nossos clientes de baixa tensão são faturados no prazo de até cinco dias a contar da leitura de seus medidores, devendo o pagamento ser efetuado no prazo mínimo de cinco dias úteis a partir da entrega da fatura, ou 10 dias úteis no caso de instituições do setor público. As faturas são elaboradas a partir da leitura do medidor ou com base na estimativa de consumo.
Estamos em processo de implantação da modalidade de faturamento imediato para os clientes de baixa tensão, com a leitura e impressão simultânea das faturas, alcançando 5.022.074 de clientes em 2015 e tendo projeção de alcance de 7.000.000 de clientes até o final de 2016.
Implantamos em junho/2013, a opção de envio de faturas de por e-mail, para os clientes residenciais de baixa tensão. Em 31 de dezembro de 2015 aproximadamente 65000 clientes residenciais de baixa tensão haviam sido cadastrados para recebimento de suas faturas por e-mail.
Sazonalidade
As vendas de energia elétrica da CEMIG são afetadas pela sazonalidade. Historicamente, ocorre aumento de
consumo pelos clientes industriais e comerciais no último trimestre do exercício social devido ao aumento de suas
atividades. A sazonalidade do consumo rural está normalmente associada ao ciclo pluviométrico e também ao fato
de que, no período seco entre os meses de maio a novembro, é intensificado com o uso de energia para irrigação nas
lavouras. Os dados trimestrais de energia faturada pelo grupo Cemig junto aos consumidores finais, cativos e livres,
e Consumo Próprio, nos anos de 2013 a 2015, são apresentados a seguir, em GWh:
Ano Primeiro Trimestre Segundo Trimestre Terceiro Trimestre Quarto Trimestre
2015 .............................................. 11,698 11,343 11,323 11,707 2014 .............................................. 11,963 12.242 12.435 12.683
2013 .............................................. 10,805 11,125 11,545 11,918
Concorrência
Contratos com Consumidores Livres
A carteira da Cemig Geração e Transmissão, em dezembro de 2015, era de 482 clientes livres industriais e
comerciais, com crescimento de 2,1% em relação a dezembro de 2014. Deste total, 225clientes estavam
localizados fora do estado de Minas Gerais com 34,5% da energia total vendida pela Empresa no ano de 2015.
A estratégia adotada pela CEMIG no Ambiente de Contratação Livre é a negociação e celebração contratos de
longa duração, estabelecendo e promovendo, desta forma, um relacionamento duradouro com os clientes. A
CEMIG busca diferenciar-se no mercado livre da concorrência por meio do nível de relacionamento com os
clientes e da qualidade de seus serviços, com o que tem valor agregado na Cemig Geração e Transmissão.
Esta estratégia, juntamente com vendas que minimizam a exposição a preços de curto prazo e contratos com
uma demanda mínima no modelo take or pay, traduz-se em riscos mais baixos e maior previsibilidade dos
resultados da Companhia.
90
Concessões
Conduzimos a maioria das nossas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica por
meio de contratos de concessão, celebrados com o Governo Federal. A Constituição Brasileira exige que
todas as concessões de serviços públicos sejam objeto de licitação. Em 1995, em um esforço para
implementar esses dispositivos constitucionais, o Governo Federal instituiu certas leis e regulamentos,
denominados coletivamente como Lei de Concessões, os quais regem os procedimentos de licitação do setor
elétrico.
Em 22 de setembro de 2004, ainda sob a vigência das regras estabelecidas pela Lei nº 9.074, de 07 de julho de
1995, solicitamos à Aneel a prorrogação por 20 anos das concessões das usinas hidrelétricas de Emborcação e
Nova Ponte. Em 14 de junho de 2007, o Governo Federal aprovou a prorrogação das concessões dessas usinas
elétricas por um período de 20 anos a partir de 24 de julho de 2005. O contrato de concessão relacionado foi
aditado em 22 de outubro de 2008, para refletir a prorrogação outorgada à Cemig Geração e Transmissão.
Em 11 de setembro de 2012, foi editada a Medida Provisória nº 579 de 2012 (“MP nº 579”), convertida na Lei
nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre a prorrogação das concessões outorgadas antes da Lei nº
9.074, de 07 de julho de 1995. De acordo com a referida norma, tais concessões poderão ser prorrogadas uma
única vez, pelo prazo de até 30 anos, a critério do Poder Concedente, a partir de 12 de setembro de 2012.
Em 04 de dezembro de 2012, a Companhia assinou o segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão de
Transmissão nº 006/1997, o qual prorrogou a concessão por 30 anos, nos termos da MP nº 579, contados a
partir de 1º de janeiro de 2013, o que resultou em um ajuste da Receita Anual Permitida (“RAP”), diminuindo
a receita que nós receberemos em decorrência dessas concessões. O governo brasileiro nos compensou pela
redução da RAP de parte dessas concessões, mas os ativos em operação antes do ano de 2000 ainda não foram
compensados. De acordo com a Lei n º 12.783/13, nós seremos compensados pela redução da RAP dos ativos
em operação antes de 2000, em 30 anos, ajustado pelo IPCA.
Também em 04 de dezembro de 2012, a Companhia optou por não aderir à prorrogação das concessões de
geração que expirariam no período entre 2013 e 2017: UHE TRÊS MARIAS, UHE SALTO GRANDE, UHE
ITUTINGA, UHE VOLTA GRANDE, UHE CAMARGOS, UHE PETI, PCH PIAU, PCH GAFANHOTO,
PCH TRONQUEIRAS, PCH JOASAL, PCH MARTINS, PCH CAJURU, PCH PACIÊNCIA, PCH
MARMELOS, PCH DONA RITA, PCH SUMIDOURO, PCH POQUIM E PCH ANIL. Com relação às
usinas que teriam a primeira prorrogação das respectivas concessões após edição da MP nº 579, a saber,
Jaguara, São Simão e Miranda, a Companhia entende que o Contrato de Concessão de Geração nº 007/1997
permite a prorrogação da concessão destas usinas por mais 20 anos, até 2033, 2035 e 2036 respectivamente,
sem aplicação de qualquer restrição.
Com fulcro nesse entendimento, a Cemig Geração e Transmissão impetrou Mandado de Segurança contra ato
do Ministro de Minas e Energia com o objetivo de assegurar o direito dessa companhia relativo à prorrogação
do prazo de concessão da Usina Hidrelétrica de Jaguara (“UHE Jaguara”), nos termos da Cláusula 4ª do
Contrato de Concessão nº 007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº
12.783/2013. A Companhia obteve provimento liminar, ainda em vigor, para continuar no controle da
exploração da UHE Jaguara até 03/09/2013, até que este Mandado de Segurança seja definitivamente julgado.
Houve julgamento do mérito desta Ação em que foram indeferidos os pedidos feitos pela Cemig GT. Antes
que o resultado deste julgamento fosse publicado, o que impediria a interposição do recurso adequado, a
Companhia propôs Ação Cautelar junto ao Supremo Tribunal Federal – STF em que pleiteou provimento
liminar que lhe permitisse continuar a frente do empreendimento, o que foi deferido. Esta Ação Cautelar ainda
não foi julgada
Pelos mesmos fundamentos e na iminência do vencimento do prazo originalmente previsto para que findasse
a concessão da Usina Hidrelétrica de São Simão (“UHE São Simão”), a Cemig Geração e Transmissão
impetrou Mandado de Segurança contra ato do Ministro de Minas e Energia com o objetivo de assegurar o
direito dessa companhia relativo à prorrogação do prazo da referida concessão, nos termos da Cláusula 4ª do
Contrato de Concessão nº 007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº
12.783/2013.
91
O provimento liminar originalmente obtido pela Companhia em 19/12/2014 para continuar no controle da
exploração da UHE São Simão até o julgamento do Mandado de Segurança foi revisto e cassado pelo Min.
Relator em 30/06/2015, sendo que, neste momento, a energia gerada pela UHE São Simão está sendo
liquidada pelo regime de “cotas” desde setembro de 2015. Neste regime jurídico, o concessionário de geração
tem a concessão da usina hidroelétrica renovada por trinta anos, uma única vez, por disponibilizar toda a
energia comercializável da usina (garantia física) para ser fracionada em cotas e entregue às empresas de
distribuição de energia elétrica, sendo remunerado pela operação e manutenção da usina sob sua
responsabilidade. Com a cassação da liminar, a Cemig GT, quanto à UHE São Simão, não pode mais explorar
o serviço público sob o regime contratual do contrato de concessão nº 007/1997. nesse contexto, no entanto, o
ministério de minas e energia, por meio da portaria 432/2015 , designou a cemig gt como responsável pela
prestação do serviço de geração de energia elétrica, por meio da UHE são simão, em regime de cotas até a
assunção do concessionário vencedor da licitação. Em 23 de Setembro de 2016 Cemig GT recorreu ao STJ da
decisão liminar e ainda não foi julgado.
Com relação às demais usinas hidrelétricas cujas concessões venceriam pela segunda vez até 2017, o que
inclui Três Marias, Salto Grande, Itutinga, Camargos, Piau, Gafanhoto, Peti, Tronqueiras, Joasal, Martins,
Cajuru, Paciência, Marmelos, Dona Rita e Volta Grande, a Companhia optou, em dezembro de 2012, por não
aderir à prorrogação nos termos da referida MP 579 e continuar explorando as instalações até o término das
respectivas concessões o que, exceto para usina Volta Grande, ocorreu em julho de 2015.
Durante os anos de 2013 e 2014 o Brasil passou por uma crise hídrica. O novo arcabouço regulatório foi
estabelecido por meio da Medida Provisória MP-688/2015, posteriormente convertida na Lei 13.203/2015
que, entre outros temas alterou significativamente a Lei 12.783/2013. Diante da publicação do Edital para o
Leilão de Geração 12/2015 em 07/10/2015, já contemplando o novo contexto regulatório para renovação de
concessões de usinas existentes, estipulado na Lei 13.203/2015, o Conselho de Administração da Companhia
autorizou sua participação e a Cemig GT logrou êxito no leilão, realizado na BM&F em 25 de novembro de
2015, arrematando o Lote D, composto por 18 usinas hidrelétricas: Três Marias, Salto Grande, Itutinga,
Camargos, Cajuru, Gafanhoto, Martins, Marmelos Joasal, Paciência, Piau, Coronel Domiciano, Tronqueiras,
Peti, Dona Rita, Sinceridade, Neblina e Ervália, que totalizam 699,5 MW de potencia instalada e 420,2 MW
médios de garantia física.
Os contratos de concessões, com prazo de 30 (trinta) anos, contados a partir de janeiro de 2016 and expiring
em janeiro de 2046, foram assinados em nome da Cemig GT e ainda no primeiro semestre de 2016 serão
cedidos / transferidos para as respectivas 7 (sete) subsidiárias integrais que serão criadas para explorar essas
concessões.
Com relação à prorrogação da concessão de distribuição de energia elétrica, a Cemig Distribuição, conforme
disposto no Decreto 7.805/2012 e Decreto 8.461/2015, indicou o aceite pela prorrogação dos seus contratos de
concessão, vindo a assinar, em dezembro de 2015, o Quinto Termo Aditivo aos Contratos de Concessão. Isso
garante a prorrogação da concessão por mais 30 anos a partir do dia primeiro de janeiro de 2016, mas exige,
contudo, o cumprimento de regras ainda mais rígidas relacionadas à qualidade do serviço prestado e
sustentabilidade econômico-financeira da Companhia ao longo dos 30 anos de concessão.
A avaliação das metas será avaliada anualmente pela ANEEL e, em caso de descumprimento, a
concessionária poderá ser obrigada a realizar aporte de capital por parte dos seus sócios controladores. Nos
primeiros cinco anos, o descumprimento de uma meta por dois anos seguidos ou de qualquer dessas metas no
quinto ano acarretará a caducidade da concessão.
Matérias-Primas
A água fluvial é a principal matéria prima utilizada pela Cemig para a produção de energia elétrica.
Atualmente 79 das 108 usinas do grupo utilizam essa fonte e são responsáveis por 96% da energia produzida.
92
O custo da água pode ser considerado nulo uma vez que este é um recurso natural proveniente das chuvas e
rios.
Em proporção menor a empresa também produz energia por fonte eólica (também com custo nulo) e
termelétrica a óleo combustível (o custo do óleo varia com o mercado internacional de petróleo).
Questões Ambientais
Visão Geral
Nossa geração, transmissão e distribuição de eletricidade, assim como a distribuição de gás natural, estão
sujeitas à legislação federal e estadual referente à preservação do meio ambiente. A Constituição Brasileira
confere ao governo federal, governos estaduais e municipais poder para promulgar leis destinadas a proteger o
meio ambiente e regulamentar essas leis. Enquanto o governo federal tem competência para promulgar
normas ambientais gerais, os governos estaduais têm poderes para promulgar regulamentações ambientais
mais específicas e ainda mais severas e os municípios também têm competência para promulgar leis
regulando interesses locais. Um infrator da Lei 9.605/1998 - Lei de Crimes Ambientais - está sujeito a
sanções administrativas e criminais, e terá a obrigação de reparar e/ou compensar os danos ambientais. O
Decreto Federal 6.514/2008 especifica as penalidades cabíveis para cada tipo de infração ambiental,
estabelecendo sanções pecuniárias que variam entre o mínimo de R$50,00 e o máximo de R$50 milhões, além
da suspensão das atividades. As sanções criminais aplicáveis a pessoas jurídicas podem incluir multas e
restrição de direitos enquanto, para pessoas físicas, podem incluir prisão, que pode ser imposta a diretores e
empregados de empresas que cometem crimes ambientais.
Estamos em conformidade com as leis e regulamentações ambientais aplicáveis, em todos os aspectos
relevantes.
Em conformidade com nossa Política Ambiental, estabelecemos vários programas para prevenir e minimizar
danos, que visam a limitar nossos riscos relacionados a questões ambientais.
Manejo de vegetação no sistema elétrico
A Gestão Ambiental da Cemig Distribuição contempla, dentre outras iniciativas, o desenvolvimento de
metodologias e procedimentos de intervenção em árvores urbanas junto às redes de distribuição. A
necessidade de intervenção em árvores decorre da obrigatoriedade de se garantir a segurança operacional do
sistema e do elevado número de interrupções no fornecimento de eletricidade tendo como causa a
interferência de árvores. Em 2015 as árvores responderam por 39.328 interrupções no fornecimento de
eletricidade, tanto em meio urbano quanto em áreas rurais, constituindo a quinta causa de interrupções não
programadas no sistema de distribuição da Empresa.
Investimentos têm sido direcionados ao aprimoramento técnico da poda de árvores para que o processo
aconteça de forma a diminuir riscos, seja para o empregado, seja para o sistema ou para a população. As
intervenções são realizadas através da poda direcional, que é a técnica considerada mais adequada para a
convivência entre as árvores de grande porte e as redes de distribuição de energia.
A empresa vem desenvolvendo, em parceria com agentes próprios e externos, aplicativos informatizados para
aprimorar a gestão do processo de manejo de vegetação e reduzir os índices de interrupção no meio urbano.
Também tem iniciativa de aprimorar o manejo de vegetação em faixas de passagem, por meio da metodologia
de Manejo Integrado de Vegetação, a fim de reduzir custos, melhorar o desempenho do sistema e contribuir
para a melhoria da qualidade ambiental nesses ambientes.
Licenças ambientais
O licenciamento ambiental tem como objetivo assegurar a qualidade de vida da população por meio de um
controle prévio e de um continuado acompanhamento das atividades humanas capazes de gerar impactos
sobre o meio ambiente.
93
A licença ambiental é uma obrigação legal para construção, instalação, ampliação e operação de um
empreendimento que cause impacto ambiental significativo ou polua ou tenha potencial para causar
degradação ambiental ou de prejudicar o patrimônio arqueológico.
A sua ausência sujeita a empresa a sanções administrativas, tais como a suspensão das atividades e o
pagamento de multa, variando conforme a autoridade competente, bem como a sanções criminais, que
incluem pagamento de multa, prisão para dos envolvidos com a atividade criminosa e restrição de direitos
para pessoas jurídicas.
O Conselho de Política Ambiental do estado de Minas Gerais (COPAM), ou as Deliberações Normativas do
COPAM nº 17, de 17 de dezembro de 1996, e nº 23, de 21 de outubro de 1997, estabelecem que as licenças
operacionais deverão ser renovadas periodicamente.
A validade das licenças de operação é controlada por um sistema específico e verificada anualmente.
Licença de Operação Ambiental Corretiva
A Resolução nº 1, de 23 de janeiro de 1986, emitida pelo Conselho Nacional do Meio Ambiente - CONAMA,
exige que estudos de avaliação de impacto ambiental sejam realizados e o respectivo relatório de avaliação de
impacto ambiental seja elaborado para todas as instalações de geração de energia elétrica de grande porte
construídas no Brasil após 1º de fevereiro de 1986. Para empreendimentos construídos anteriormente a este
ano, esses estudos não são exigidos, mas estas instalações deverão obter licenças de operação ambiental
corretivas, que podem ser obtidas mediante o protocolo de um formulário contendo determinadas informações
sobre o empreendimento em questão. A obtenção de licenças corretivas para projetos que entraram em
operação anteriormente a fevereiro de 1986, de acordo com a Resolução nº 6, de 16 de setembro de 1987,
exige a apresentação, à autoridade ambiental competente, de um relatório ambiental, contendo as
características do projeto, os impactos ambientais de sua construção e operação, e também as medidas
atenuantes e compensatórias adotadas ou que estão em vias de ser adotadas pela organização que realiza o
projeto.
94
A Lei Federal nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, estabelece sanções para instalações que operem sem
licenças ambientais. Em 1998, o governo federal editou a Medida Provisória 1.710 (atualmente Medida
Provisória 2.163-41/2001), que possibilita às operadoras de projetos celebrarem acordos com os órgãos
reguladores ambientais competentes para fins de cumprimento da Lei Federal nº 9.605/98. Por conseguinte,
estamos negociando com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
(Ibama) e com as Superintendências Regionais de Meio Ambiente do Estado de Minas Gerais (Supram), a fim
de obter a licença de operação ambiental corretiva para todas as nossas usinas e linhas de transmissão que
tenham iniciado suas operações antes de fevereiro de 1986. Acordamos com as Supram que a regularização de
nossas instalações de geração localizadas em Minas Gerais ocorrerá de forma gradual. Atualmente, não temos
quaisquer previsões de custos e compromissos relativos a recomendações que possam vir a ser feitas pelo
Ibama e pelas Supram.
As instalações da Cemig Geração e Transmissão que entraram em operação anteriormente à vigência da
legislação brasileira e que ainda não obtiveram suas respectivas licenças corretivas, prepararam os estudos
exigidos, protocolaram pedidos perante os órgãos ambientais competentes e os submeteram à análise.
Atualmente, existem 22 processos de obtenção de LOC formalizados, sendo 21 nas Superintendências
Regionais de Meio Ambiente do Estado de Minas Gerais - SUPRAM e 01 no IBAMA. Todos os estudos
pertinentes foram preparados e apresentados aos órgãos reguladores competentes. Com a promulgação da
nova lei florestal mineira, os processos de LOC em análise nas Supram terão sua análise retomada com a
solicitação de elaboração do Plano Ambiental de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório Artificial –
PACUERA, para os reservatórios. Os PACUERAS se encontram em fase de elaboração, para posterior
protocolo. Existem ainda, ao todo, 10 processos de obtenção de renovação de LO formalizados em diversas
SUPRAM. Não há este tipo de demanda formalizada no Ibama.
No ano de 2015, foram obtidas 33 licenças e autorizações para regularização dos empreendimentos da Cemig
Distribuição, sendo os processos de obtenção de licenças divididos nos seguintes tipos: 07 Autorizações Ambientais de
Funcionamento – AAF; 14 Certidões de Não Passíveis de licenciamento; 12 obtenções de Documento Autorizativo
para Intervenção Ambiental – DAIA (sendo 02 destas para obras de atendimento a Acessantes). Todos os processos
supracitados foram regularizados nas SUPRAM distribuídas pelo estado de MG.
No que tange às licenças de operação corretivas, a Cemig Distribuição S.A acordou junto à SUPRAM a
regularização das linhas de transmissão instaladas anteriormente à Deliberação Normativa 74/2004, dividindo
os empreendimentos em 7 malhas regionais: norte, sul, mantiqueira, leste, triângulo, oeste e centro.
Atualmente possuímos 5 LOCs já emitidas das quais duas se encontram em fase de renovação: LOCs das
Malhas Triângulo (requerimento formalizado em 16/01/2015) e Oeste (requerimento formalizado em
12/08/2015). Outras duas licenças, referentes às malhas Centro e Leste, encontram-se formalizadas nas
respectivas SUPRAM para regularização ambiental, aguardando julgamento.
A distribuição de gás natural pela Gasmig, por meio de gasodutos em Minas Gerais, também está sujeita a
controle ambiental. Todas as licenças necessárias à operação regular das atividades da Gasmig foram obtidas.
As licenças e autorizações ambientais emitidas pelos órgãos estaduais e federais estabelecem, normalmente,
condicionantes relacionadas aos impactos ambientais inerentes às atividades desenvolvidas pelo empreendimento, que
devem ser cumpridas ao longo de sua vigência. Para tanto, estão sendo adotadas medidas adequadas para seu integral
cumprimento e respectiva comprovação perante o órgão ambiental, de forma a se evitar a aplicação de eventuais
penalidades administrativas e criminais, tais como multas, suspensão de atividade ou revogação da licença. Nesse
sentido, vale destacar a celebração do CONVÊNIO DE COOPERAÇÃO entre CEMIG Distribuição S.A. e o
Município de Jequitinhonha, para atendimento das condicionantes ambientais de empreendimentos construídos na
Região, com o Selo do Programa de Governo “Cultivando Água Boa”.
Ressalte-se, por fim, que a distribuição de gás natural pela Gasmig, por meio de gasodutos em Minas Gerais,
também está sujeita a controle ambiental, sendo que todas as licenças necessárias à operação regular das suas
atividades foram obtidas.”
Reservas Legais
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De acordo com Artigo 12 da Lei Federal nº 2.651, de 25 de maio de 2013 (o “novo Código Florestal
Brasileiro”), uma Reserva Legal é uma área localizada em uma propriedade rural ou posse rural necessária
para o uso sustentável dos recursos naturais, conservação ou reabilitação dos processos ecológicos,
conservação da biodiversidade e para abrigo ou proteção da fauna e flora nativas. De modo geral, todos os
proprietários de imóveis rurais são obrigados a preservar uma área como reserva lega l. Porém, o Artigo 12, §
7º, do Novo Código Florestal Brasileiro prevê que não será exigido Reserva Florestal Legal relativa às áreas
adquiridas ou desapropriadas por detentor de concessão, permissão ou autorização para exploração de
potencial de energia hidráulica, nas quais funcionem empreendimentos de geração de energia elétrica,
subestações ou sejam instaladas linhas de transmissão e de distribuição de energia elétrica.
Em Minas Gerais, foi aprovada em 17 de outubro de 2013 a Lei 20.922, que dispõe sobre as Políticas
Florestal e de Proteção à Biodiversidade no estado, adequando a legislação ambiental ao disposto no Código
Florestal. Neste sentido, a cobrança de Reserva Legal para os empreendimentos de geração de energia
hidráulica foi revogada, possibilitando a retomada da análise dos processos de Licenciamento Ambiental
Corretivo sobrestados por este motivo até o ano passado. Na esfera federal, a equipe de licenciamento técnico
do Ibama, no processo de licenciamento corretivo das usinas da Cemig, expressou sua opinião, em
correspondência enviada à Companhia em 29 de julho de 2008, tomando posição contrária à necessidade de
constituição de Reservas Florestais Legais.
A aprovação da nova Lei Florestal e a exclusão dos empreendimentos hidrelétricos da necessidade de
Averbação de Reserva Legal, esta em questão, fica equacionada, viabilizando a continuidade dos processos de
licenciamento ambiental da empresa, com a obtenção das Licenças de Operação pendentes e a manutenção de
sua conformidade legal.
Áreas de preservação permanente
No entorno de reservatórios artificiais e a elaboração de um Plano Ambiental de Conservação e Uso do
Entorno de Reservatórios Artificiais (PACUERA) para regular a conservação, recuperação, uso e ocupação do
entorno do reservatório artificial. Com o advento da nova Lei de Política Florestal do Estado de Minas Gerais,
Foi definido que a elaboração e aprovação do PACUERA é requisito para a concessão de Licenças de
Operação, sendo portanto esta exigência incorporada aos processos de obtenção de Licenças Corretivas e
renovação de Licenças de Operação.
Medidas Compensatórias
De acordo com a Lei Federal n° 9.985, de 18/072000, e Decreto n° 4.340, de 22/09/2002, as empresas cujas
atividades acarretem grandes impactos ambientais ficam obrigadas a investir em áreas protegidas de maneira a
compensar esses impactos. Cada empresa deverá ter suas compensações ambientais estipuladas pelo órgão
ambiental competente, dependendo do grau específico de poluição ou danos ao meio ambiente.
O Decreto Federal n° 6.848/2009, de 14/05/2009, e o Decreto do Estado de Minas Gerais n° 45.175, de
17/09/2009, regulamentam a metodologia de definição das medidas de compensação. Assim, até 0,5% do
montante total investido na implementação de um projeto que cause impacto ambiental significativo deve ser
revertido para medidas compensatórias. O Decreto Estadual nº 45.175/2009 foi alterado pelo Decreto nº
45.629/2011, que estabeleceu o valor de referência dos projetos que causam impacto ambiental significativo,
conforme a seguir:
I - os projetos executados antes da publicação da Lei Federal nº 9.985 de 2000 utilizarão o valor escritural líquido,
excluindo reavaliações ou, na sua falta, o valor do investimento feito pelo representante de tal projeto, e
II - a compensação para projetos ambientais executados após a publicação da Lei Federal nº 9.985 de 2000 irá
usar a referência estabelecida no item IV do artigo 1º do Decreto nº 45175 de 2009, calculada no momento da
execução do projeto e corrigida com base em uma taxa de reajuste pela inflação.
Devido ao impacto da Lei das Concessões (Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013) sobre os
empreendimentos da Cemig GT, a empresa fez uma consulta ao Instituto Estadual de Florestas – IEF, relativo
ao Sistema de Transmissão, que por sua vez, passou a consulta à Advocacia Geral da União – AGU, para o
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devido pagamento das compensações ambientais. A Cemig GT até esta data não tem resposta referente a esta
consulta.
Adicionalmente às compensações ambientais acima, inclui-se como rotina as compensações florestais para
limpezas da faixa e de acessos onde haja supressão da vegetação.
Outras condicionantes são aplicadas em função dos impactos decorrentes da implantação dos
empreendimentos, tais como a elaboração e operacionalização de programas de monitoramento de fauna e
flora da região do entorno do Sistema Elétrico, programas de educação ambiental, programas de recuperação
de áreas degradadas - PRAD.
Gestão de Peixes – Programa Peixe Vivo
A construção de usinas hidrelétricas pode colocar em risco os peixes que habitam os rios, devido a diversas
alterações causadas pelo barramento do ambiente aquático. Uma das principais atribuições de nossa área
ambiental é garantir que não ocorram acidentes ambientais envolvendo a ictiofauna nativa em nossas usinas
hidrelétricas. Assim, para mitigar o impacto provocado pela operação das usinas, a Cemig desenvolveu uma
metodologia para avaliação do risco de morte de peixes nas usinas. Adicionalmente, desenvolvemos projetos
de pesquisa em parceria com universidades e centros de pesquisas gerando conhecimento científico para
embasar programas de conservação da ictiofauna mais efetivos para a empresa.
Apesar desses esforços, um incidente ocorreu em 2007, na Usina Hidrelétrica de Três Marias, resultando na
morte de aproximadamente 17 toneladas de peixe, conforme estimativas da Polícia Ambiental (8,2 toneladas
pelas nossas estimativas). O volume de peixes mortos não foi medido. Em consequência do ocorrido, o
Instituto Estadual de Florestas nos aplicou duas multas, totalizando aproximadamente R$5,5 milhões, e em 8
de abril de 2010, a CEMIG e a Procuradoria do Estado de Minas Gerais assinaram um Termo de Ajuste de
Conduta (“TAC”), por R$6,8 milhões em medidas compensatórias para melhorias ambientais na área afetada
pela usina de Três Marias, na cidade de Três Marias, em Minas Gerais. Ambos os compromissos financeiros
já foram quitados e as melhorias ambientais na área afetada, como automação das grades de proteção para
peixes, estão sendo implementadas.
Neste contexto, em junho de 2007 foi criado o Programa Peixe Vivo que surgiu da percepção por parte do
corpo diretivo da Cemig de que era necessária a adoção de medidas mais efetivas para a conservação da
ictiofauna dos rios onde a empresa possui empreendimentos. Suas principais ações estão sintetizadas na
missão do programa, que é “minimizar o impacto sobre a ictiofauna buscando soluções e tecnologias de
manejo que integrem a geração de energia elétrica pela Cemig com a conservação das espécies de peixes
nativas, promovendo o envolvimento da comunidade”. Desde a sua criação, o programa atua em duas frentes,
uma buscando a preservação da ictiofauna no estado de Minas Gerais e a outra focando nas definições de
estratégias de proteção para evitar e prevenir a morte de peixes, nas hidrelétricas da Cemig. A adoção de
critérios científicos para tomada de decisão, o estabelecimento de parcerias com outras instituições e a
modificação de práticas adotadas com as informações geradas são os princípios que norteiam o trabalho
desenvolvido pela equipe do Peixe Vivo. Além disso, é de grande importância a divulgação das informações
geradas para a sociedade, garantindo a transparência do programa e criando oportunidades para que a
comunidade exponha seus anseios e sugestões.
97
A Cemig gastou, em média, de 2007 a 2015, R$6,8 milhões/ano para o desenvolvimento de ações e projetos
de pesquisa com relação ao programa Peixe Vivo, e investiu mais de R$6 milhões em barreiras físicas para
prevenir a entrada de peixes no tubo de sucção e na modernização da incubadora principal na Estação
Ambiental de Volta Grande.
Apesar de todos os avanços na área da ictiologia conquistados pelo Programa Peixe Vivo, ainda existem
grandes desafios a serem estudados e compreendidos. Em 2012, na Usina Hidrelétrica de Três Marias houve
uma ocorrência de morte de peixes com biomassa afetada estimada em 1,8 toneladas de peixes. A causa da
morte ainda é desconhecida e não havia sido prevista, pois as circunstancias do acidente eram inéditas.
Entretanto, com a adoção de medidas para controlar o acidente ambiental e a pronta comunicação aos Órgãos
Ambientais a empresa foi autuada em R$50 mil, dos quais obteve atenuação de 45% conforme previsto em lei
pelo fato de ter realizado a comunicação imediata do dano ou perigo à autoridade ambiental e também ter
colaborado com os órgãos ambientais na solução dos problemas advindos de nossa conduta. O valor da multa
de 2012 foi 40 vezes menor (por quilo de peixe morto) quando comparado à multa aplicada pelo IEF no
acidente de 2007. O Programa Peixe Vivo estudou as circunstancias do acidente para determinar melhores
formas de controle e evitar ocorrências similares.
Em 2015 ocorreram mortes de peixes na UHE Nova Ponte, que gerou algumas denúncias por cidadãos locais.
O Peixe Vivo foi acionado para investigação da causa da morte. A biomassa afetada foi de cerca de 650 kg. O
Peixe Vivo propôs a realização de teste de geração para verificar qual a causa dos incidentes e propor medidas
para evitar novos incidentes. A causa identificada foi a baixa geração praticada devido à baixa afluência na
bacia do rio Araguari na ocasião. Após a realização dos testes foram estipuladas as faixas seguras de operação
e manobras (como a reversão síncrono-gerador) que não poderão ser realizadas na Usina durante esse período
de baixa afluência. Depois de implantada as recomendações não ocorreram novos episódios de incidentes
ambientais. Essa ocorrência gerou uma multa da no valor de R$7.512,69 que teve desconto de 50% devido ao
reconhecimento de ações atenuantes executadas pela Cemig, de acordo com o Artigo 68, inciso I alíneas a e e
do Decreto 44.844/08. Com isso, o valor final da multa foi de R$3.756,35.
Em 2015, o Peixe Vivo apresentou suas ações de pesquisas em reuniões importantes, como o XXI Encontro
Brasileiro de Ictiologia, XXIII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica –
SNPTEE, Consórcio Ferreira Gomes e Aliança Energia. Além disso, promoveu o Curso “Tópicos de Manejo
e Conservação da Ictiofauna para o setor Elétrico”, que contou com a participação de profissionais da Cemig,
do IEF, da DEAMB/SEMAD, da Diretoria de Fiscalização da Pesca, da Lightger, de Retiro Baixo Energética
S.A., do Consórcio Cemig-CEB e da UFMG. Os participantes tiveram a oportunidade de conhecer o trabalho
executado pelo Programa Peixe Vivo nas usinas da Cemig e aprender sobre peixes e suas interações com as
hidrelétricas, bem como fazer uma visita guiada à UHE Três Marias. Através de aulas práticas e teóricas,
foram abordados temas como anatomia, fisiologia, sistemática e genética de peixes; limnologia; legislação;
procedimentos operacionais das usinas Cemig e ocorrências ambientais. As palestras também mostraram a
importância da conservação dos peixes nativos e o que podemos fazer para minimizar os impactos ambientais
sobre o meio aquático. O curso propiciou ainda o estreitamento das relações com analist as ambientais do
SISEMA facilitando o diálogo no que tange às ações da Cemig sobre os riscos ambientais.
O Programa desenvolve 10 projetos científicos em parceria com instituições de pesquisa, envolvendo mais de
229 estudantes e pesquisadores.
Estas parcerias resultaram em mais de 364 publicações técnicas até o momento, além de ter sido referenciado
nacionalmente e internacionalmente pelas práticas de conservação da ictiofauna e diálogo com a comunidade,
apresentando seu trabalho em diversos países e estados brasileiros. Estes resultados acadêmicos, juntamente
com o envolvimento da comunidade têm sido usados para criar programas de conservação mais eficientes e
práticas que permitem a coexistência de usinas e peixes nos rios brasileiros.
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Durante a sua existência, o Peixe Vivo também recebeu o reconhecimento externo em premiações. Entre 2009
e 2010, venceu o Prêmio Brasil de Meio Ambiente na categoria “Melhor trabalho de preservação de fauna e
flora”. Em 2010, venceu o Prêmio Aberje na categoria “Comunicação de programas voltados à
sustentabilidade empresarial” feito inédito para a Cemig. Em 2011, o trabalho do Peixe Vivo, intitulado
“Desenvolvimento de metodologia para a avaliação de riscos de morte de peixes em usinas da Cemig”
apresentado no XXI SNPTEE, foi selecionado como o melhor trabalho apresentado no grupo “Impactos
Ambientais”. Em 2013, foi finalista do Green Project Awards Brasil 2013, na categoria “Produtos ou Serviços”.
Em 2014, ficou entre os 10 primeiros colocados do 12º Prêmio Benchmarking Brasil 2014 e, por desenvolver
melhores práticas de proteção para peixes, foi vencedor da categoria Melhor Fauna na quinta edição do
Prêmio Hugo Werneck. Em 2015 o Programa Peixe Vivo foi duplamente premiado pela apresentação de dois
informes técnicos durante o XXIII SNPTEE no Grupo de Impactos Ambientais. O informe técnico
“Comportamento de peixes a jusante de hidrelétrica: subsídios para a mitigação de impactos da geração”
apresentado por Raquel Loures (GIA2) ficou em 1º lugar como melhor trabalho apresentado, e o “Uso de uma
ferramenta quantitativa para a gestão ambiental de bacias hidrográficas: aplicabilidade da técnica para o setor
elétrico brasileiro” apresentado por João Lo pes (GIA4) foi premiado com o 3º lugar do mesmo grupo.
Ocupação Urbana de Áreas de Passagem e Margens de Represas
Dutos de Gás - Nossas redes de dutos de distribuição de gás natural são subterrâneas, atravessando áreas
habitadas, e usando vias urbanas em conjunto com tubulações subterrâneas operadas por outras
concessionárias de serviços públicos e órgãos públicos. Esse fato aumenta o risco representado por obras
irregulares realizadas sem prévia comunicação e consulta a nossos registros referentes às redes de distribuição
de gás natural, havendo possibilidade de acidentes que possam acarretar lesões a pessoas, danos materiais e
danos ambientais, em caso de ignição ou vazamento, potencialmente significativos. A Gasmig possui diversos
inspetores monitorando sua rede diariamente, para prevenir escavações em vias urbanas, invasões ou
construções, ileg ais ou não notificadas, além de erosões, conforme aplicável, ou qualquer outro problema que
possa causar risco ao duto. No entanto, todas as nossas redes de gás são clara e amplamente demarcadas e
sinalizadas. A Gasmig, por meio de seu programa “Escave com Segurança”, vem formando parcerias com a
comunidade, principalmente com autoridades públicas e concessionárias de serviços públicos, para divulgar
seus registros a companhias que realizem escavações em vias públicas a fim de assegurar que, antes de
escavar próximo a uma rede de gás natural, elas telefonem ao plantão 24 horas da Gasmig e solicitem
orientações e suporte para a execução segura de sua obra.
Em 2015, a Gasmig teve emissões de gás natural, mas de pequenos volumes, causadas por escavações não
autorizadas de terceiros, sem análises prévias de nossos mapas da rede de gás, além de um abalroamento de
equipamento de medição por caminhão, dentro do consumidor.
Redes de Transmissão – Temos faixas de servidão e de domínio para nossa rede de transmissão e
subtransmissão sobre um terreno com aproximadamente 16.756 milhas de comprimento. Uma parte
significativa de tal terreno é ocupada por construções não autorizadas, incluindo construções residenciais.
Esse tipo de ocupação gera riscos de choque elétrico e acidentes envolvendo moradores locais, e constitui um
obstáculo à manutenção e operação de nosso sistema de energia elétrica. Estamos buscando soluções para esse
problema, e que envolvem a remoção destes ocupantes, ou melhorias que possibilitariam manter de forma
segura e eficiente nosso sistema de energia elétrica. O Comitê de Acompanhamento do Risco de Invasão em
Faixas de Segurança de Linhas de Transmissão e Subtransmissão foi criado para minimizar esses riscos por
meio do monitoramento e registro de invasões, realizando ações que previnam invasões nas passagens seguras
das linhas de transmissão e subtransmissão. Várias medidas foram adotadas para preservar a faixa de
segurança das Linhas de Transmissão e Subtransmissão, entre elas citamos: a contratação de uma empresa
para fiscalização sistemática e implementação de medidas de segurança e trabalhos para minimizar os riscos
de acidentes; educação das comunidades sobre os riscos de acidentes envolvendo choque elétrico devido a
invasão de pessoas e construções residenciais; criação de hortas comunitárias; e remoção de ocupação das
faixas de segurança por meio de acordos com os moradores locais e outras autoridades e/ou através de ações
judiciais.
Áreas de Represas – Implementamos medidas de segurança para proteger nossas instalações de geração de
energia contra invasões, utilizando tanto postos de vigilância, quanto patrulhas móveis para o controle das
margens de reservatórios e, também, estão planejados sistemas de vigilância eletrônicos (SVE) para monitorar
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as instalações de geração de energia, conforme apropriado. Invasores dentro das instalações são detidos e
encaminhados para as delegacias, onde as queixas policiais são registradas. Há placas nas margens das
represas das nossas instalações de geração hidrelétrica indicando a propriedade. Invasores de áreas são
identificados pelas unidades móveis de patrulhamento por meio de inspeções periódicas nos entornos das
represas. Frequentemente temos de tomar medidas judiciais para recuperar a posse das áreas invadidas.
Devido ao fato de se tratar de uma área muito extensa e ao número de nossas represas, estamos continuamente
sujeitos a novas invasões e ocupações de margens das reservas por construções não autorizadas. Entretanto,
nós estamos empregando nossos melhores esforços para prevenir essas invasões e quaisquer danos ambientais
resultantes às Áreas de Preservação Permanente, ou APPs, em volta das represas. Na fiscalização dos
reservatórios foram dispendidos cerca de 185.131 km rodados e de 1.064 horas navegadas, além de cerca
13.507 vistorias realizadas. Ressalta-se que, para incrementar a fiscalização, foi acrescido mais um posto de
fiscalização de margens de reservatórios.
O Mercado de Carbono
Acreditamos que o Brasil tem potencial significativo para gerar créditos de carbono decorrentes de projetos de
energia limpa que observam o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, ou MDL, ou os Mercados
Voluntários. Todo ano, buscamos quantificar nossas emissões e publicar nossas principais iniciativas na
redução da emissão de gás carbônico, por exemplo, através do Projeto de Emissão de Carbono.
O Grupo CEMIG participa de projetos de MDL em vários estágios de desenvolvimento, incluindo sete
Pequenas Centrais Hidrelétricas com capacidade de 116 MW e duas usinas hidrelétricas com capacidade de
geração combinada de 3.708 MW, diversas fazendas de energia eólica, as quais totalizaram ou 375 MW e
uma usina solar com capacidade de 3MW. A Cemig iniciou processo para verificação e comercialização dos
créditos de carbono da PCH Cachoeirão, estimados em 181 mil ton CO2 eq evitados, entre 2012 e 2015.
Gestão de Equipamentos e Resíduos contaminados com Bifenilas Policloradas – PCB’s.
Na Cemig os equipamentos de grande porte que continham ascarel ou bifenilas policloradas (PCB’s) e data de
fabricação anterior a 1981 foram retirados do sistema elétrico e encaminhados para incineração em 2001.
A legislação brasileira proíbe a comercialização de PCBs desde 1981, porém permite sua utilização em
equipamentos que ainda estejam em operação. A Convenção de Estocolmo, o qual o Brasil é signatário e que
foi ratificada por meio do Decreto 5472/2005, prevê a retirada de operação de equipamentos contaminados
com PCB até 2025 e sua destinação final até 2028.
Encontra-se em andamento, no âmbito do CONAMA – Conselho Nacional de Meio Ambiente, a elaboração
de Resolução Normativa (RN) que “Dispõe sobre o gerenciamento ambientalmente adequado de Bifenilas
Policloradas (PCB’s) e os seus resíduos.”
Os detentores de equipamentos e materiais contaminados terão prazo escalonado, sendo o prazo máximo até o
ano de 2025 para retirá-los de operação/uso, devendo ainda destiná-los ambientalmente até 2028.
A minuta da RN está sendo apreciada na Câmara Técnica de Assuntos Jurídicos (CTAJ) do CONAMA, após
ter sido discutida no grupo de trabalho do CONAMA e na Câmara Técnica de Qualidade ambiental e Gestão
de Resíduos (CTQAGR). Houve seis reuniões do grupo de trabalho do CONAMA, sendo que não houve
consenso final sobre alguns pontos entre os integrantes. Houve oito reuniões da CTQAGR, sendo o texto
considerado aprovado em setembro de 2014, apesar de vários pontos extremamente impactantes para o Setor
Elétrico. Houve duas reuniões da CTAJ, em setembro de 2014 e março de 2015, sendo a matéria sobrestada
até publicação de guias procedimentais e manuais. Estes foram publicados em junho de 2015. Na próxima
reunião, caso aprovada, seguirá para a plenária do CONAMA para votação.
Está em tramitação também o Projeto de Lei (PL) 1075/2011 de autoria dos Deputados Penna e Sarney Filho
sobre o mesmo tema. Este foi avaliado pelas Comissões de Desenvolvimento Econômico, Indústria e
Comércio (2011), Minas e Energia (2014) e encontra-se em avaliação na de Meio Ambiente e
Desenvolvimento Sustentável (2015), aguardando parecer do Relator, Deputado Daniel Coelho (PSDB). É
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necessário ainda sua avaliação pela Comissão de Constituição e Justiça e de Cidadania, devendo então seguir
para Plenária.
A CEMIG considera tais informações relevantes, sendo que o fluxograma de controle atualmente praticado na
empresa poderá sofrer eventuais adequações complementares necessárias para o pleno atendimento aos
requisitos da RN e do PL, o que poderá resultar em altos custos operacionais.
A CEMIG tem participado das discussões através da ABRADEE e FMASE.
Tecnologias Operacionais
Continuamos investindo em equipamentos de monitoramento e controle automatizados tendo em vista nossa
estratégia de aumento de eficiência, modernização e automatização adicionais de nossas redes de geração,
distribuição e transmissão.
Centro de Operação do Sistema
O Centro de Operação do Sistema da CEMIG, ou COS, localizado em nossa sede em Belo Horizonte, é o
centro nervoso de nossas operações. Ele coordena as operações de todo o nosso sistema elétrico e de energia,
em tempo real, promovendo integração operacional da geração e transmissão da energia. Ele ainda opera a
interligação com outras companhias de geração, transmissão e distribuição. A supervisão e o controle
executados pelo COS agora se estendem por mais de 50 subestações de alta e extra-alta tensão, por
aproximadamente 24 usinas hidroelétricas de grande porte e 9 usinas hidroelétricas de pequeno porte.
Por meio de suas atividades, o COS garante permanentemente a segurança, continuidade e qualidade de nosso
fornecimento de energia. As atividades do COS são sustentadas por modernos recursos tecnológicos de
telecomunicações, automação e informação, e executados por pessoal altamente qualificado. O COS possui
um Sistema de Gestão de Qualidade com o certificado ISO 9001:2008.
Centro de Operações de Distribuição
Nossa rede de distribuição é administrada por um Centro de Operações de Distribuição, ou COD, localizado
em Belo Horizonte. O COD monitora e coordena nossas operações de rede de distribuição em tempo real. O
COD é responsável pela supervisão e controle de 388 subestações de distribuição, 492.693 km ou 306.159
milhas de redes de distribuição de média tensão, 17.326 km ou 10.766 milhas de linhas de distribuição,
compreendendo 774 cidades de Minas Gerais.
Fornecemos uma média de 10.923 serviços por dia em 2015. O COD é certificado de acordo com o padrão de
qualidade ISO 9001:2000. Existem vários sistemas em uso para automatização e suporte dos processos do
COD, incluindo sistema de atendimento, administração de equipe em campo, supervisão e controle de
subestação de distribuição, restabelecimento de energia elétrica, comutação de emergência, desligamento da
rede e inspeção. Tecnologias incluindo sistema de informações geográficas e comunicação de dados por
satélite ajudam a reduzir o tempo de restabelecimento do serviço ao consumidor e a prestar melhor
atendimento ao cliente. Esses dispositivos, instalados ao longo de nossa rede de distribuição, identificam e
interrompem falhas em correntes, automaticamente restauram o serviço depois de falhas momentâneas,
melhorando o desempenho das operações e reduzindo o tempo de recuperação e os custos relacionados.
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Informação e Tecnologia Geoespaciais
Os processos operacionais e de engenharia de nossos negócios são fortemente sustentados por tecnologias de
gestão de informações georreferenciadas, tornando o planejamento, a construção, a operação e a manutenção da
geração e da rede de distribuição e transmissão mais eficientes. Adicionalmente o uso de tecnologias móveis
reduz os custos e nos permite fornecer serviços mais eficientes aos nossos consumidores.
Rede Interna de Telecomunicações
Acreditamos ter uma das maiores redes de telecomunicações dentre as utilities brasileiras. Esta rede,
composta por links de microonadas de alta performance providos por mais de 344 estações de comunicação e
um sistema óptico com aproximadamente 1.747 milhas de fibras óticas, provê um mix de soluções de
telecomunicações desde telefonia e rede corporativa até o monitoramento, proteção e controle de subestações,
usinas, linhas de transmissão e despacho de equipes de campo para realização de serviços técnicos e
comerciais em missão crítica.
Nossa robusta rede de dados é composta, também, de instalações de comunicação que compartilham o site
com mais de 300 subestações, 39 usinas e 172 linhas de transmissão e distribuição. Para suporte à supervisão
e controle do sistema de distribuição em média tensão, está disponível um sistema de rádio comunicação
instalado em aproximadamente 300 terminais chaves e mais de 1.610 terminais móveis de comunicação
veicular conectados por satélites e serviço GPRS e 4G. A rede corporativa de dados atende a mais de 240
escritórios e unidades dentro do estado de Minas Gerais.
O Centro de Gerência de Rede de Telecomunicações (CGR), localizado em Belo Horizonte, monitora e opera
a infraestrutura de telecomunicações da CEMIG Geração e Transmissão e da CEMIG Distribuição, em regime
de operação contínua (24x7x365), a fim de garantir a continuidade e o perfeito funcionamento dos serviços de
telecomunicações, com o objetivo de atender os requisitos de desempenho operacional e de qualidade de
serviço, especificados em acordos operacionais e conforme contratos de concessão, regulamentações da
ANEEL, ANATEL e procedimentos de rede do Operador Nacional do Sistema.
Rede de Dados Corporativos
Nossa rede de dados corporativos possui 295 unidades em 145 cidades em Minas Gerais. A arquitetura física
e lógica da rede emprega recursos de segurança tais como firewalls, Sistemas de Prevenção de Intrusão
(Intrusion Prevention Systems - IPSs), sistemas de Prevenção contra Perda de Dados (Data Loss Prevention -
DLP) e sistemas antivírus e antispam, que são continuamente atualizados para proteger informações contra
acesso não autorizado, em conformidade com a ISO 27002. Um sistema de registro de eventos torna possível
a investigação de ocorrências e também assegura uma base de registros históricos para atender as exigências
legais.
Programa de Governança de TI
Nosso Programa de Governança de Tecnologia da Informação busca continuamente alinhar a TI com nossos
negócios, agregando valor por meio da aplicação de tecnologia da informação, gerenciamento apropriado de
recursos, gerenciamento de risco e cumprimento das exigências legais, regulatórias e da lei Sarbanes-Oxley.
Desde 2008, nosso Departamento de Administração de Projetos (ou DAP) de tecnologia da informação é
responsável por assegurar que a administração de projetos de tecnologia da informação seja sistemática,
usando metodologia, processos e ferramentas de software dedicados.
Considerando o papel importante da Governança de Tecnologia da Informação em nossos negócios, uma
unidade de administração dedicada foi criada em 2009 para concentrar, planejar e executar todas as ações que
sejam específicas da governança de tecnologia da informação, inclusive desdobramento da estratégia
corporativa, planejamento estratégico de TI, conformidade com as leis e regulamentos, administração de
qualidade, administração orçamentária e financeira administração de serviços e administração de projetos.
Canais de Relacionamento com o Cliente
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Contamos com cinco grandes canais de atendimento aos nossos clientes de Minas Gerais. Os atendimentos,
sejam eles emergenciais ou solicitações de serviços comuns, podem ser realizados por meio do nosso call
center, sendo capaz atender até 250.000 chamadas em um dia atípico, além de contar com um serviço
eletrônico eficiente através da Resposta Interativa por Voz (IVR ou URA); pelas agências de atendimento
pessoal, presentes nos 774 municípios da concessão, da nossa Agência Virtual, situada no site
www.cemig.com.br e que oferece ao todo 20 tipos de serviços, pelo SMS, nas redes sociais Facebook
(CEMIG.ATENDE) e Twitter (@CEMIG_ATENDE) e mais recentemente, pelo aplicativo de smartphone
“Cemig Atende” que oferece 16 tipos de serviços e mais recentemente, aplicativos por telegrama que oferece
6 tipos de serviços.
Sistema de Gestão Comercial
Consolidamos um eficiente sistema de atendimento ao cliente, baseado em nossa plataforma CCS/CRM e
totalmente integrado em nosso ERP e BI que suporta nossos processos de tomada de decisões. O SAC atende
aproximadamente 8 milhões de consumidores de alta, média e baixa voltagens. O sistema é uma ferramenta
competitiva, adicionando segurança, qualidade e produtividade aos processos de negócios da CEMIG e se
adapta com grande eficiência e velocidade a mudanças e exigências legais, normativas e do mercado.
Sistemas de Manutenção e Reparos
As 10.766 milhas de linhas de distribuição de alta tensão na rede da Cemig Distribuição, operando de 34,5 kV
a 161 kV, são suportadas por, aproximadamente, 54.230 estruturas, construídas principalmente de metal.
A rede da Cemig Geração e Transmissão possui 3.051 milhas de linhas de transmissão de alta tensão,
suportadas por, aproximadamente, 11.507 estruturas.
A maioria das interrupções nos serviços de nossas linhas de distribuição e transmissão ocorre devido a raios,
queimadas, vandalismo, vento, e corrosão.
Todos os sistemas das linhas de transmissão de alta tensão da Cemig Distribuição são inspecionados uma vez
por ano com um helicóptero, sendo utilizado o equipamento “Gimbal”, isto é, um sistema composto de
câmaras convencionais e de infravermelho, que permite inspeções visuais e termográficas (infravermelho)
simultâneas. Inspeções por via terrestre também ocorrem em intervalos de um a três anos, dependendo das
características da linha, como tempo em operação, número de quedas de energia, tipo de estrutura, e a
importância da linha para o sistema elétrico como um todo.
Todas as linhas de transmissão de extra alta tensão da Cemig Geração e Transmissão são inspecionadas duas
vezes por ano com um helicóptero. São feitas inspeções terrestres a cada dois anos com o objetivo de
inspecionar todas as estruturas das referidas linhas. Anualmente é feita uma inspeção na área da faixa de
servidão, com intuito de manter a área limpa de vegetação que possa causar queimadas.
Utilizamos modernas estruturas modulares de alumínio para minimizar o impacto de emergências que
envolvam quedas de estruturas. Em sua maior parte, nosso trabalho de manutenção em redes de transmissão é
realizado com emprego de métodos de “linha viva”. Em 2015, a Cemig Geração e Transmissão adquiriu 37
estruturas reservas para serem utilizadas em caso de emergência que envolvam queda de estrurtuas. Temos
uma equipe bem treinada, veículos especiais e ferramentas para dar suporte às nossas linhas de transmissão
com rede energizada e desenergizada.
Nosso conjunto de equipamentos de reserva (transformadores, interruptores, prendedores, etc.) e subestações
móveis são de grande importância para restabelecer prontamente a energia elétrica a nossos consumidores, em
caso de emergências envolvendo falhas em subestações.
103
Gestão de Segurança de Informações
A Segurança da Informação, uma preocupação permanente para nossa Companhia, é garantida por meio de
um sistema de gerenciamento baseado no padrão brasileiro (ABNT) NBR ISO/IEC 27001: 2013, e alinhado
com as melhores práticas de mercado. Nosso sistema de administração de segurança da informação inclui
processos para administração e controle de política, risco, comunicação, classificação de informações e
segurança da informação. Além disso, ações recorrentes para aprimoramento dos processos, comunicações,
conscientização e treinamento fortalecem as práticas de segurança da informação da Companhia.
Ferramentas Gerenciais
Em 2015, o sistema de gestão integrada, SAP ERP, passou por aprimoramento envolvendo os processos de
recursos humanos, manutenção, logística e projetos, atendendo inclusive a exigências regulatórias federais.
Foi desenvolvido um “banco de dados de oportunidades” para alocação, promoção e desenvolvimento dos
funcionários, garantindo maior transparência para realocações internas e melhor aproveitamento dos recursos
humanos.
A TI está desenvolvendo uma solução para automatizar os custos de frete nos processos de logística interna
para atendimento às necessidades da agência reguladora do setor elétrico (ANEEL) e aumentar a
transparência.
Desenvolvida solução com objetivo de otimizar custos e tempo no planejamento e programação da
manutenção dos diversos recursos associados, para isso foi utilizado a funcionalidade standard do SAP MRS -
Multi Resource Scheduling.
Realizada integração de softwares que cuidam da manutenção de equipamentos de proteção do sistema
elétrica visando aumentar a padronização, automatização e a execução da manutenção. Com objetivo de
melhorar e tornar mais claro o controle físico e financeiro dos projetos das empresas de geração e transmissão,
foi desenvolvida uma solução no módulo de gestão de projetos, para análise do valor agregado - EVA.
Ativos Imobilizados e Ativos Intangíveis
Nossos principais ativos consistem nas usinas de geração de energia elétrica e nas instalações de transmissão e
distribuição descritas neste Item 4. O valor contábil líquido total dos nossos ativos imobilizados e ativos
intangíveis, incluindo nosso investimento em certos consórcios que operam projetos de geração de energia
elétrica, incluindo projetos em construção, era de R$14.215 milhões em 31 de dezembro de 2015.
As instalações de geração representaram 26% desse valor contábil líquido, ativos intangíveis representaram
72% deste valor contábil líquido (instalações de distribuição em ativos intangíveis representaram 82% e
outros intangíveis, inclusive sistemas de distribuição de gás representam 18%), e outros ativos imobilizados
diversos, inclusive sistemas de transmissão e telecomunicações, representaram 2%).
A média de depreciação anual aplicada a essas instalações era de 2,76% para instalações de geração
hidrelétrica, 6,15% para instalações de administração, 7,65% para instalações de telecomunicações e 7,35%
para instalações termelétricas.
Com exceção da nossa rede de distribuição, nenhum de nossos ativos produziu mais de 10% de nossas
receitas totais em 2015. Nossas instalações são, em geral, adequadas às nossas atuais necessidades, sendo
convenientes às finalidades a que se destinam. Nós temos direito de passagem para as nossas linhas de
distribuição, as quais são nossos ativos e não serão revertidos para o proprietário quando do final da nossa
concessão.
104
Setor Elétrico Brasileiro
Disposições Gerais
Tradicionalmente, no setor elétrico brasileiro, as atividades de geração, transmissão e distribuição eram
conduzidas por um pequeno número de companhias de propriedade do Governo Federal ou de Governos
Estaduais. No passado, diversas companhias controladas pelo poder público foram privatizadas, em um
esforço para aumentar a eficiência e a concorrência no setor. A administração de Fernando Henrique Cardoso
(1995-2002) tinha intenção de converter parte do setor de energia elétrica sob controle estatal em setor
privado, mas a administração de Luis Inácio Lula da Silva (2003-2010) concluiu este processo e implementou
um “Novo Modelo do Setor Elétrico” para o setor elétrico brasileiro, conforme estabelece a Lei nº 10.848, de
15 de março de 2004, também conhecida como Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Já a administração de Dilma Roussef (2011-atual) implementou mudanças significativas através da Medida
Provisória 579/2012, que se transformou na Lei 12.783/2013, e estabeleceu novas regras para a renovação ou
re-licitação das concessões das usinas hidrelétricas de geração de energia.
O Novo Modelo do Setor Elétrico
Os principais objetivos do Novo Modelo do Setor Elétrico são garantir o fornecimento e tarifas razoáveis.
Com a finalidade de garantir o fornecimento, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que (a) as
distribuidoras contratem a totalidade de sua carga e fiquem responsáveis pela realização de projeções realistas
da necessidade de demanda; e (b) a construção de novas usinas hidrelétricas e termelétricas seja determinada
da maneira que melhor equacione a garantia de fornecimento e a razoabilidade de tarifas. Para conseguir a
modicidade de tarifas, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que: (a) todas as compras de energia
elétrica pelas distribuidoras sejam feitas por meio de leilão pelo critério da tarifa mais baixa; (b) a contratação
seja realizada por meio do ACR, ou o “Pool”; e (c) a contratação de carga seja separada em dois tipos de
transações, devendo ambos os tipos de operações sempre se dar por meio de leilão: (i) a contratação de
energia elétrica das novas usinas, que objetiva a expansão; e (ii) a contratação da energia elétrica das usinas
existentes, que visará à demanda de energia elétrica existente.
O Novo Modelo do Setor Elétrico criou dois ambientes para compra e venda de energia elétrica: (i) o ACR,
ou o “Pool”, para a compra por distribuidoras por meio de leilões públicos de toda a energia necessária para
suprir seus consumidores; e (ii) o ACL, que abrange a compra de energia por entidades não reguladas (tais
como Consumidores Livres e entidades que comercializam energia). As distribuidoras poderão operar apenas
no ambiente regulado, enquanto as geradoras poderão operar em ambos os ambientes, mantendo suas
características de competitividade.
Os requisitos para a expansão do setor são avaliados pelo governo federal através do Ministério de Minas e
Energia, ou MME. Duas entidades foram criadas para fornecer a estrutura para o setor: (i) a Empresa de
Pesquisa Energética ou EPE, uma empresa controlada pelo Estado responsável pelo planejamento de
expansão de geração e transmissão; e (ii) a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ou CCEE, uma
empresa privada responsável pela contabilização e liquidação das vendas de curto prazo de eletricidade. O
CCEE também é responsável, através de delegação pela ANEEL, por organizar e conduzir os leilões de
energia pública “Pool”, nos quais todos os distribuidores compram energia.
O Novo Modelo do Setor eliminou o “self-dealing”, obrigando os distribuidores a comprar eletricidade pelo
preço mais baixo disponível em vez de comprá-la de partes relacionadas. O Novo Modelo do Setor isentou
contratos firmados antes da promulgação da lei, a fim de propiciar estabilidade regulatória às transações
realizadas antes de sua promulgação.
A energia decorrente de: (1) projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos aos centros de
consumo (tais como determinadas usinas de cogeração e as Pequenas Centrais Hidrelétricas), (2) usinas
qualificadas nos termos do Programa Proinfa, (3) Itaipu, (4) contratos de compra e venda de energia
celebrados antes da entrada em vigor da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e (5) concessões prorrogadas
pela Lei nº 12.783 não ficarão sujeitas a leilão para fornecimento de energia no “Pool”. A energia elétrica
gerada por Itaipu, localizada na fronteira do Brasil e do Paraguai, é comercializada pela Eletrobrás. As tarifas
105
pelas quais a energia gerada por Itaipu é comercializada estão denominadas em dólares dos Estados Unidos e
são estabelecidas pela Aneel, nos termos de tratado firmado entre o Brasil e o Paraguai, assim como os
volumes de contratação obrigatória. Em consequência disto, as tarifas de Itaipu aumentam ou diminuem em
conformidade com a variação da taxa de câmbio Dólar dos Estados Unidos/Real. As alterações do preço da
energia gerada por Itaipu são, contudo, neutralizadas pelo Governo Federal, que compra todos os créditos de
energia da Eletrobrás.
Desafios à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico atualmente está sendo desafiada em bases constitucionais perante o
Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal agiu para rejeitar as ações argumentando que os desafios
constitucionais estavam abertos para discussão, pois se referem a uma medida provisória que já foi convertida
em lei. Até a presente data, o Supremo Tribunal Federal não chegou a uma decisão final sobre os méritos
desse processo e não sabemos quando essa decisão será conferida. Assim, a Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico está atualmente em vigor. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal, algumas partes
da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relativas a restrições sobre distribuidoras que executam atividades
não relacionadas à distribuição de eletricidade, inclusive as vendas de energia por distribuidoras a
Consumidores Livres e a eliminação de contratos entre partes relacionadas deverão continuar em pleno vigor
e efeito.
Coexistência de dois Ambientes de Comercialização de Energia Elétrica
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são
conduzidas em dois diferentes segmentos de mercado: (1) o mercado regulado, ou “Pool”, que contempla a
compra por companhias de distribuição por meio de leilões públicos de toda a energia elétrica necessária para
atender seus clientes, e (2) o mercado livre, que contempla a compra de energia elétrica por entidades não
reguladas (tais como os Consumidores Livres, entidades que comercializam energia elétrica e importadores de
energia).
Ambiente de Contratação Regulada – (ACR ou o “Pool”)
No mercado regulado, as distribuidoras adquirem energia elétrica para seus consumidores cativos por meio de
leilões regulados pela ANEEL e conduzidos pela CCEE.
As compras de energia se darão por meio de dois tipos de contratos bilaterais: (i) Contrato de Quantidade de
Energia e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos termos dos Contratos de Quantidade de Energia, a
geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia e assume o risco de que o fornecimento de
energia possa ser prejudicado por condições hidrológica s e baixos níveis dos reservatórios, além de outras
condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia, caso em que a geradora ficará obrigada a
comprar a energia de outra fonte, a fim de cumprir seus compromissos de fornecimento. Nos termos d e
Contratos de Disponibilidade de Energia, a geradora compromete-se a disponibilizar certo volume de
capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da geradora fica garantida e o risco hidrológico é repassado às
distribuidoras. Entretanto, quaisquer potenciais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras são
repassados aos consumidores. Em conjunto, esses contratos compreendem os contratos de compra de energia
no ACR, os CCEARs (Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado).
106
A regulamentação do Novo Modelo do Setor Elétrico estipula que as distribuidoras que contratarem menos
que 100% de seu consumo apurado na CCEE estarão sujeitas a multas. Existem mecanismos para reduzir essa
possibilidade, tal como a participação no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits, MCSD, ou a
compra de energia nos leilões que ocorrem ao longo do ano. Qualquer déficit em relação aos 100% do
consumo cativo poderá ser adquirido ao preço do mercado de curto prazo. Se uma distribuidora contratar mais
do que 105% da carga regulatória, estará sujeita a um risco relacionado ao preço, caso venha a vender esta
energia no mercado de curto prazo no futuro. Para mitigar este risco de preço, as distribuidoras podem reduzir
seus contratos de compra nos leilões de “energia existente” em até 4% ao ano, assim como reduzir tais
contratos devido à perda de consumidores que optaram por se tornar livres, sendo supridos diretamente por
geradores.
Com a renovação das concessões das usinas hidroelétricas, foi criado o CCGF - Contrato de contas de
garantia física. Esses contratos consideram 95% da energia das usinas cujas concessões foram renovadas a fim
de mitigar o risco hidrológico desta geração. A sua contratação foi feita de forma compulsória e cada
distribuidora recebeu o seu montante de acordo com o rateio feito pela ANEEL.
Ambiente de Contratação Livre (o “ACL”)
No mercado livre, a comercialização de energia é negociada livremente entre os agentes de geração, e
Consumidores Livres. O mercado livre também inclui os contratos bilaterais existentes entre as geradoras e as
distribuidoras at é seus vencimentos. Quando da expiração, tais contratos deverão ser celebrados nos termos
das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Os potenciais Consumidores Livres são aqueles com demanda superior a 3 MW, atendidos a uma tensão
mínima de 69 kV ou a qualquer tensão, caso o suprimento tenha se iniciado depois de julho de 1995.
Adicionalmente, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW poderão ser atendidos
por outras distribuidoras, além da companhia distribuidora local, se optarem por energia gerada por fontes
alternativas, tais como fonte eólica, biomassa ou Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Caso um consumidor tenha optado pelo mercado livre, apenas poderá voltar ao mercado regulado após
notificar a sua distribuidora local com no mínimo cinco anos de antecedência, ficando estabelecido que a
distribuidora poderá reduzir este prazo a seu exclusivo critério. Este prazo visa a assegurar que, se necessário,
o distribuidor possa comprar energia adicional a fim de suprir o reingresso dos Consumidores Livres no
mercado regulado. Adicionalmente, as distribuidoras poderão também reduzir o seu montante de energia
adquirida, de acordo com o volume de energia que elas não mais distribuirão aos consumidores livres. As
geradoras estatais podem vender energia a Consumidores Livres, mas de maneira diversa do que ocorre com
geradoras privadas, estão compelidas a realizar a venda por meio de leilão.
Restrição às Atividades das Distribuidoras
As distribuidoras do Sistema Interligado Nacional, ou SIN, ou da Rede Brasileira, não podem (1) desenvolver
atividades relacionadas à geração ou transmissão de energia, (2) vender energia a Consumidores Livres,
exceto para aqueles localizados e m sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas praticadas com
seus consumidores cativos no ACR, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer
outra companhia, exceto participação em companhias criadas para captação, investimento e gerenciamento
dos recursos necessários à distribuidora ou suas controladoras, ou parceria ou (4) desenvolver atividades que
não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, ressalvadas aquelas previstas em lei ou no contrato
de concessão pertinente.
Contratos firmados antes da Promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico prevê que os contratos firmados por distribuidoras e aprovados pela
ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não serão aditados para refletir
qualquer prorrogação de seus prazos ou modificação dos preços ou volumes de energia já contratados.
Redução da Energia Contratada
107
O Decreto n 5.163/04, que regula a comercialização de energia elétrica nos termos da Lei do Novo Modelo
do Setor Elétrico, permite que as companhias de distribuição reduzam seus CCEARs: (1) para compensar a
saída de Consumidores Potencialmente Livres do mercado regulado, de acordo com declaração específica
entregue ao MME, (2) em até 4,0% ao ano do volume inicial contratado, em razão de desvios nas estimativas
de projeções de mercado, a critério das companhias de distribuição, com início dois anos após a declaração
inicial da demanda de energia e (3) na hipótese de aumento no volume de energia adquirido nos termos dos
contratos firmados antes de 17 de março de 2004. Tal redução somente pode ser efetivada com relação às
CCEARs de usinas existentes.
As circunstâncias nas quais ocorrerá redução da energia contratada serão devidamente especificadas nos
CCEARs, ficando sua efetivação a critério exclusivo da distribuidora, em conformidade com as disposições
descritas acima e com a regulamentação da ANEEL.
Nos termos da regulamentação da ANEEL, a redução da energia contratada nos CCEARs de energia existente
deverá ser precedida do chamado Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits, ou MCSD, por meio do
qual as distribuidoras que contrataram energia em excesso poderão ceder uma parte de seus CCEARs a
distribuidoras que contrataram um volume menor de energia do que aquele necessário para atender a demanda
de seus consumidores.
Limites de Repasse às Tarifas
O Novo Modelo do Setor Elétrico também limita o repasse de custos de energia elétrica aos consumidores
finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de energia nos leilões “A-5” e
“A-3”, calculada com relação a todas as companhias de distribuição e cria um incentivo para que as
companhias de distribuição contratem suas demandas de energia previstas nos leilões “A-5”, nos quais se
espera que os preços sejam mais baixos do que nos leilões “A-3”. O Valor Anual de Referência é aplicado nos
primeiros três anos dos contratos de compra e venda de energia de novos projetos de geração. Após o quarto
ano, os custos de aquisição de energia destes projetos poderão ser totalmente repassados. O decreto estabelece
as seguintes limitações à capacidade das companhias de distribuição repassarem custos a consumidores:
não haverá repasse de custos com compras de energia em volume superior a 105% da demanda
regulatória;
repasse limitado de custos para compras de energia efetuadas em um leilão “A-3”, caso o volume da
energia adquirido seja superior a 2,0% da demanda verificada em leilões “A-5”;
repasse limitado de custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia elétrica, caso
o volume recontratado por meio de CCEARs de empreendimentos de geração existentes seja inferior ao
“Limite de Contratação” definido pelo Decreto nº 5.163;
as compras de energia elétrica de empreendimentos existentes no leilão “A-1” estão limitadas a 0,5% da
demanda da distribuidora e compras frustradas em leilões “A-1” anteriores e exposição involuntária à
demanda de consumidores cativos, mais a “substituição”, definida como o valor da energia necessária
para restituir a energia dos contratos de compra de energia que expiraram no ano corrente (“A-1”), de
acordo com a Resolução 450/2011 da ANEEL. Caso a energia adquirida no leilão “A-1” exceda o limite,
o repasse de custos da parcela excedente a consumidores finais ficará limitado a 70,0% do valor médio de
tais custos de aquisição de energia elétrica originada de empreendimentos de geração existentes. O MME
estabelecerá o preço de aquisição máximo da energia elétrica gerada por projetos existentes;
as compras de energia nos leilões de ajuste de mercado são limitadas a 5,0% da demanda total da
distribuidora (o limite anterior, alterado pelo Decreto nº 8.379/2014, era de 1,0%, exceto para os anos de
2008 e 2009), e o repasse de custos é limitado ao Valor Anual de Referência;
ecaso as distribuidoras não cumpram a obrigação de contratar integralmente sua demanda, o repasse dos
custos da energia adquirida no mercado de curto prazo será equivalente ao PLD ou ao Valor Anual de
Referência, o que for menor.
108
Racionamento nos Termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, nos casos em que o Governo Federal decretar
redução compulsória do consumo de energia em certa região, todos os contratos de quantidade de energia do
mercado regulado registrados na CCEE em que a compradora estiver localizada terão seus volumes ajustados
na mesma proporção da redução do consumo.
Tarifas
As tarifas de energia elétrica no Brasil são determinadas pela ANEEL que tem competência para reajustar e
revisar tarifas em conformidade com as disposições previstas nos contratos de concessão pertinentes. Cada
contrato de concessão de companhia de distribuição prevê um reajuste anual das tarifas. De modo geral, os
custos da Parcela A são repassados integralmente para os consumidores. Os custos da Parcela A são a parcela
da fórmula de cálculo da tarifa que prevê a recuperação de certos custos q ue não estão sob o controle da
companhia de distribuição. Os custos da Parcela B, que são custos sob controle das distribuidoras, são
corrigidos pela inflação em conformidade com o Índice Geral de Preços do Mercado, ou IGP-M. O reajuste
tarifário médio anual inclui componentes como a variação interanual de custos fixos da Parcela A (CVA) e
outros ajustes financeiros, os quais compensam as mudanças nos custos da companhia para mais ou para
menos que não tem como serem previstos no cálculo da tarifa cobrada no período anterior.
As concessionárias de distribuição de energia elétrica também têm direito a revisões periódicas. Nossos
contratos de concessão estabelecem um período de cinco anos entre as revisões periódicas. Essas revisões
visam a (i) assegurar receitas necessárias para cobrir de maneira eficiente os custos operacionais determinados
pelo regulador e a remuneração adequada dos investimentos classificados como essenciais aos serviços,
dentro do escopo da concessão de cada companhia, e (ii) determinar o fator X, que é calculado tomando por
base os ganhos médios de produtividade decorrentes de aumentos de escala e os custos trabalhistas. Este Fator
X é resultado de três componentes, a produtividade(Xpd), já citada, a qualidade (Fator XQ) que pune ou
recompensa a distribuidora conforme a qualidade do serviço prestado e o último componente, chamado Fator
Xt – trajetória que tem como objetivo reduzir ou aumentar os custos regulatórios operacionais durante o
período de cinco anos entre as revisões tarifárias, para alcançar o nível definido para o ano que antecede o
ciclo de revisões.
Em 2011, a ANEEL finalizou a Audiência Pública 040/2010, que tratou da metodologia da terceira revisão
periódica. Para calcular a taxa de retorno a ANEEL utiliza a metodologia de Custo Médio Ponderado do
Capital (WACC), o que resultou em uma taxa de 7,50% após os impostos em comparação à taxa de 11,25%
aplicada no último ciclo.
A ANEEL também alterou a metodologia utilizada para calcular o Fator X da metodologia de fluxo de caixa
descontado para o método de Produtividade dos Fatores Totais (PTF), que consiste em definir os possíveis
ganhos de produtividade para cada companhia com base nos ganhos médios de produtividade. Foi incluído os
componentes XQ e Xt conforme já citado. O fator X determinado na revisão de 2013para o período
2013/2018 foi um Xt de 0,68% e um Xpd de 1,15%. Em cada revisão é calculado um XQ que será somado
aos valores anteriores.
109
A ANEEL editou, ainda, regulamentos que regem o acesso às instalações de distribuição e transmissão e
estabelece a Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição, ou TUSD, e a Tarifa de Uso do Sistema de
Transmissão, ou TUST. As tarifas a serem pagas pelas companhias de distribuição, geradoras e Consumidores
Livres para o uso do sistema elétrico interligado são revisadas anualmente. A revisão da TUST leva em
consideração as receitas que são permitidas às concessionárias de transmissão de acordo com seus contratos
de concessão. Para informações pormenorizadas sobre a estrutura tarifária no Brasil, Veja a seção “– O Setor
Elétrico Brasileiro – Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão”.
Em 2015, a ANEEL separou parte dos custos de energia variáveis de distribuidores, previamente acordados
em serem aplicados em 2016, e criou uma taxa adicional que seria repassada aos consumidores através de
suas contas de energia elétrica. Esse sistema ficou conhecido como “sistema de bandeiras tarifárias”. As
bandeiras tarifárias sinalizam para o consumidor o custo real de geração no momento em que ele está
consumindo a energia. O funcionamento desse sistema de bandeiras é de acordo com a cor, verde, amarela ou
vermelha e indicam, com base nas condições de geração de eletricidade, se o custo da energia para os
consumidores vai aumentar ou diminuir. Quando a bandeira está verde, as condições hidrológicas para
geração de energia são favoráveis e não há qualquer acréscimo nas contas. Se as condições são um pouco
menos favoráveis, a bandeira passa a ser amarela e há uma cobrança adicional, proporcional ao consumo, que
atualmente está na razão de R$2,50 por 100 kWh (ou suas frações). Já em condições ainda mais
desfavoráveis, a bandeira fica vermelha e o adicional cobrado passa a ser proporcional ao consumo que
atualmente está na razão de R$4,50 por 100 kWh (ou suas frações). A esses valores são acrescentados os
impostos vigentes. Durante todo o ano de 2015 a bandeira tarifária permaneceu no vermelho.
A ANEEL, ao fazer o reajuste tarifário das Distribuidoras de energia, estima os custos considerando um
cenário favorável de geração de energia. No entanto, em 2015, tais ajustes foram adiados para o próximo ano,
até a data do reajuste tarifário seguinte.
Aquisição de Terrenos
As concessões outorgadas à nossa Companhia pelo Governo não incluem a outorga da propriedade do terreno
onde as usinas estão localizadas. As concessionárias de energia elétrica no Brasil, em geral, têm de negociar
com cada um dos proprietários da terra para obter o terreno necessário. No entanto, caso a concessionária não
consiga obter o terreno necessário dessa forma, tal terreno poderá ser desapropriado para uso da
concessionária mediante legislação específica. Nos casos de desapropriação governamental, as
concessionárias poderão ser compelidas a participar de negociações relacionadas ao valor da indenização dos
proprietários e ao reassentamento das comunidades em outras áreas. Tomamos todas as medidas para
negociarmos com as comunidades antes de recorrermos ao poder judiciário.
Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro
O sistema brasileiro de geração e transmissão de energia elétrica é um sistema hidrelétrico e termelétrico de larga
escala, composto predominantemente por usinas hidrelétricas detidas por diversos proprietários. A Rede Brasileira
é formada por companhias das regiões sul, sudeste, centro-oeste, nordeste e parte da região norte do Brasil.
Aproximadamente 2% da capacidade de geração de energia do Brasil estão alocados fora da Rede Brasileira, em
pequenos sistemas isolados localizados, em sua maioria, na região Amazônica. Os abundantes recursos
hidrológicos do Brasil são administrados por meio de reservatórios. Estima-se que o Brasil apresente potencial de
geração de energia hidrelétrica próxima de 247.465 MW, dos quais apenas 43% foram aproveitados ou estão sendo
construídos de acordo com estudos da Eletrobrás consolidados em Julho de 2014.
Até dezembro de 2015, o Brasil já tinha a capacidade instalada no sistema elétrico interligado de 150.24 GW,
aproximadamente, 61,34% dos quais é hidrelétrica, de acordo com o Plano Mensal de Operação para 2016 do
Operador Nacional do Sistema de Energia Elétrica, ou ONS. Essa capacidade instalada inclui metade da capacidade
instalada de Itaipu – um total de 14.000MW detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai. No Brasil, há
aproximadamente 78.189 milhas de linhas de transmissão com tensões iguais ou superiores a 230kV.
Aproximadamente 34% da capacidade de geração instalada e 55% das linhas de transmissão de alta tensão do
Brasil são operadas pela Eletrobrás, sociedade controlada pelo Governo Federal. A Eletrobrás tem
historicamente sido responsável pela implementação de programas de política energética, de preservação e
110
gerenciamento ambiental. As redes de transmissão de alta tensão restantes são detidas por companhias
elétricas estatais ou locais. A atividade de distribuição é conduzida por aproximadamente 60 concessionárias
estaduais ou municipais que foram, em sua maioria, privatizadas pelo Governo Federal ou por governos
estaduais.
Histórico
A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento, a exploração e comercialização de energia poderão
ser realizados diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões,
permissões ou autorizações. Desde 1995, o Governo Federal tomou diversas medidas para reestruturar o setor
elétrico. De modo geral, essas medidas visavam ao aumento do papel do investimento privado e a eliminação
das restrições a investimentos estrangeiros, para, desta forma, ampliar a concorrência no setor energético.
Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:
A Constituição Brasileira foi alterada por uma emenda em 1995 para autorizar investimentos estrangeiros
no setor de geração de energia. Antes desta emenda, todas as concessões de geração eram detidas por
pessoas físicas brasileiras ou pessoas jurídicas controladas por pessoas físicas brasileiras ou pelo Governo
Federal ou governos estaduais.
O Governo Federal promulgou a Lei nº 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, a Lei de Concessões, e a Lei nº
9.074 de 7 de julho de 1995, a Lei de Concessão de Energia Elétrica, que juntas:
exigiram que todas as concessões para prestação de serviços relacionados à energia sejam outorgadas por
meio de processos de licitação pública;
gradualmente permitiram que certos consumidores de energia elétrica com demanda significativa (em
geral superior a 3 MW), designados Consumidores Livres, adquirissem energia diretamente de
fornecedores detentores de concessão, permissão ou autorização;
previram a criação de companhias de geração, ou Produtores Independentes de Energia Elétrica, que, por
meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, toda ou parte, a sua energia a
Consumidores Livres, concessionárias de distribuição e agentes que comercializam energia, dentre
outros;
concederam aos Consumidores Livres e aos fornecedores de energia elétrica pleno acesso a todos as redes
de distribuição e transmissão; e
eliminaram a necessidade de outorga de concessão para a construção e operação de projetos de energia
com capacidade entre 1MW a 30MW, ou “Pequenas Centrais Hidrelétricas”, alterada pela Lei nº 11.943
de 28 de maio de 2009, a qual aumentou o limite de 30MW para 50MW, seja para Pequenas Centrais
Hidrelétricas ou não.
A criação da ANEEL e do CNPE, em 1997.
Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei nº 9.648, ou Lei do Setor Elétrico, para reformar a estrutura
básica do setor de energia. A Lei do Setor Elétrico previu o seguinte:
o estabelecimento de um órgão autorregulado, responsável pela operação do mercado de energia de curto
prazo, ou Mercado Atacadista de Energia, o qual substituiu o sistema anterior de preços de geração
regulados e contratos de fornecimento;
a criação do ONS, uma entidade privada sem fins lucrativos responsável pelo gerenciamento operacional
das atividades de geração e transmissão do sistema interligado nacional; e
111
a instituição de leilões públicos para concessões relativas à construção e operação de usinas e de
instalações de transmissão, sem prejuízo dos requisitos de participação em licitações exigidos pela Lei de
Concessões e pela Lei de Concessão de Energia Elétrica.
Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei nº 10.848, ou a Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo como principal objetivo o de
propiciar aos consumidores garantia de fornecimento de energia, combinada com a razoabilidade
tarifária. Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal publicou o Decreto nº 5.163, o qual disciplina a
comercialização de energia, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, bem como a outorga
de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. Incluem-se aí normas relativas a
procedimentos de leilão, a forma dos contratos de compra e venda de energia e os métodos de repasse dos
custos aos consumidores finais.
Em 12 de setembro de 2012, o Governo Federal promulgou a MP 579, convertida na Lei nº 12.783, com
o objetivo de reduzir tarifas de geração, transmissão e distribuição de energia e trazer encargos
regulatórios no Mercado Brasileiro de Energia. A Lei nº 12.783 alterou as regras de revisão e prorrogação
de certas concessões e implementa novas normas de licitação para certos serviços públicos, bem como
em reajuste das tarifas e alterações da regulamentação referente à mobilidade dos participantes entre o
ACR e o ACL e à alocação da energia ofertada em ambos os mercados.
Em 08 de dezembro de 2015 o governo federal editou a Medida Provisória 688, convertida na Lei 13.203,
de 08 de dezembro de 2015 ( “Lei 13.203”), que criou o mecanismo da voluntária renegociação de riscos
hidrológicos, haja vista que eles afetam as empresas de geração hidrelétrica. Na mesma lei o governo
muda as regras do processo de licitação.
Racionamento e Recomposição Tarifária Extraordinária
Racionamento de eletricidade; medidas governamentais para compensar concessionárias de energia elétrica
No final de 2000 e início de 2001, os baixos níveis pluviométricos, o crescimento significativo da demanda
por energia elétrica, e a significativa dependência do Brasil da eletricidade gerada a partir de fontes
hidrelétricas resultou em uma que da anormal nos níveis em vários dos reservatórios utilizados pelas maiores
usinas de geração hidrelétrica do Brasil. Em maio de 2001, o governo federal anunciou um conjunto de
medidas que exigiam redução no consumo de energia elétrica, em resposta a essas condições (“plano de
racionamento de energia elétrica brasileiro”).
Nos termos deste acordo, companhias de distribuição e de geração de energia elétrica (como a nossa) foram
recompensadas pelas perdas de receita decorrentes do racionamento imposto pelo governo federal - seja
devido ao menor volume de vendas, ou a redução nos preços de venda de energia elétrica, ou pela compra de
energia elétrica na CCEE. Esta compensação foi dada na forma de direito de cobrar aumentos extraordinários
de tarifas de energia elétrica dos consumidores, ao longo de um período futuro (em média 74 meses), o que
terminou em Março de 2008.
No entanto, o Novo Modelo do Setor Elétrico (que tem como um de seus principais propósitos garantir o
abastecimento de energia elétrica) criou leilões para o mercado regulado (Ambiente de Contratação Regulado,
ou ACR), em que é possível comprar energia elétrica proveniente de novas instalações para garantir o
suprimento de energia. Desde que o Novo Modelo do Setor foi criado, aproximadamente 47.000 MW de
capacidade foram colocados nestes leilões, para início de fornecimento entre 2008 e 2017.
Desse montante, um total de 5.97MW foram contratados em leilões “reserva“ - ou seja, esta capacidade de
energia não está comprometida com qualquer contrato, ou a qualquer fornecimento mínimo.
Na estação das chuvas (novembro a março) do final de 2012 e início de 2013, a incidência de chuva foi
inferior ao esperado na região Sudeste do Brasil, e nesta situação as usinas termelétricas foram ativadas para
gerar oferta complementar para atender às necessidades de consumo de energia elétrica do sistema. Neste
período, a principal estratégia do operador da rede nacional (Operador Nacional do Sistema Elétrico, ou ONS)
foi de preservar a capacidade de armazenamento nos reservatórios das usinas hidrelétricas, para garantir o
112
abastecimento das necessidades de energia do sistema ao longo do todo o ano de 2013. Isso resultou em um
alto nível de despesas com a geração termelétrica e um aumento sustentado do preço do mercado spot - que
alcançou R$121.29/MWh em Julho de 2013.
Novamente, na estação chuvosa do final do ano de 2013 e início de 2014, as chuvas no Sudeste foram
menores do que a média esperada, quebrando o recorde do histórico. Isso levou o sistema a um estado de
alerta durante todo o ano de 2014, concentrando os esforços da operação em como manter a capacidade do
sistema para suprir as necessidades de consumo. O Operador Nacional do Sistema continuou a despachar
todas as usinas termelétricas e flexibilizou as restrições hidráulicas para manter os níveis de armazenamento e
atender a carga. Ao longo do ano, o preço da energia atingiu o teto regulamentado, levando o preço do
mercado spot, para R$822/MWh durante vários meses. Neste ano, a média ficou em R$688/MWh. No final de
2014, os níveis de armazenamento mais uma vez atingiram o seu nível mais baixo, colocando forte pressão
sobre o ONS para que pudesse garantir o funcionamento total do sistema.
A fim de manter o fornecimento exigido durante 2015, o ONS continuou a utilizar a capacidade total das
usinas termelétricas, já que não houve melhora em hidrologia durante a estação chuvosa. A fim de evitar um
possível racionamento, o governo federal reviu as tarifas aplicáveis, removendo subsídios e passando o custo
de geração termelétrica diretamente aos consumidores, cujo efeito foi um aumento no custo da energia em
50%. O efeito do aumento dos preços da energia, juntamente com o fraco desempenho da economia levou a
uma queda no consumo de energia de 1,3% em relação a 2014. Com o consumo de energia baixo, a utilização
térmica adicional e a melhoria da hidrologia da segunda metade do 2015, o sistema elétrico brasileiro atendeu
à demanda e não houve necessidade de racionamento. Mais uma vez, encerramos o ano com baixos níveis de
água, que estão sendo armazenados em reservatórios.
No mercado spot, o preço à vista fechou em 31 de dezembro de 2015, com uma média anual de
R$287,20/MWh. O limite de preço para 2015 foi de R$388,48/MWh.
Conflitos de interesse entre a Companhia e outros usuários de água.
A operação de reservatórios para a geração de eletricidade da Cemig exige que a Companhia avalie os
diversos usos da água por parte de outros usuários da bacia hidrográfica em questão e isto exige que a CEMIG
considere a viabilidade de diversos fatores, incluindo os ambientais, a irrigação, os cursos d’água e pontes.
Em períodos de seca severa, tais como a de 2013, a Cemig esteve ativamente envolvida no monitoramento e
na elaboração de projeções dos níveis de reservatórios e na manutenção de um diálogo com as autoridades do
poder público, com a sociedade civil e os usuários. Embora a Companhia envolva outros usuários essenciais e
leve em conta os interesses da sociedade no que se refere ao seu uso da água, os interesses que competem
entre si no tocante à utilização da água poderiam, dentro de certos limites mínimos estabelecidos pela
legislação, afetar o uso da água em nossas operações, esta questão, por sua vez, poderia afetar o nosso
resultado operacional e as nossas condições financeiras. Potenciais conflitos entre a Cemig e outros usuários
são monitorados através da participação ativa da Companhia em Comitês de Bacias, bem como nos Conselhos
Técnicos relacionados, e também nos Grupos de Trabalho nos quais usuários de água, a sociedade civil
organizada e as autoridades do poder público estão representados. A Cemig participa de 5 Comitês de Bacias
Hidrográficas sob controle federal e de 20 Comitês de Bacias de rios sob controle estatal local. A Companhia
também monitora as notícias publicadas em vários veículos da mídia, recebe comentários e reclamações
durante os períodos de enchentes e de secas, e atua, além disto, no sentido de resolver eventuais conflitos com
as comunidades que vivem nas bacias hidrográficas onde ela tem usinas hidrelétricas.
Para os novos projetos, a Cemig elabora um estudo de impacto socioambiental e realiza audiências públicas
com todas as partes interessadas, nas quais são analisadas sugestões para a avaliação de eventuais conflitos
potenciais. Quando o projeto atinge a fase operacional, é preparado um Plano Ambiental de Conservação e
Uso do Entorno de Reservatório Artificial, com a participação dos diversos públicos envolvidos. Esse plano é
pensado de forma a conduzir as atividades de conservação, recuperação, uso e proteção ambiental do
reservatório e da área do seu entorno de maneira equilibrada, em conformidade com a legislação aplicável, as
necessidades do projeto e as demandas da sociedade.
113
A Cemig realiza, além disto, um programa denominado Proximidade, que coordena as atividades que visam a
melhora do relacionamento com as comunidades afetadas. Através desse programa, a Companhia organiza
reuniões públicas a respeito de assuntos tais como a operação e os procedimentos de segurança das suas
usinas hidrelétricas; condições climáticas; e aspectos ambientais. A Companhia também proporciona
oportunidades de visitas guiadas abertas para o público. Através do programa Proximidade, a Cemig colhe,
ademais, comentários e reclamações da população afetada e estabelece parcerias com lideranças da
comunidade local, entidades públicas, a mídia local e outros atores responsáveis pela segurança e por
enchentes, incluindo associações de Defesa Civil, Brigadas de Incêndio e a Polícia Militar.
E por fim, a Companhia emprega um sistema de gerenciamento de risco para analisar os cenários e estimar o
grau de exposição financeira a riscos, considerando a probabilidade de cada evento e o seu impacto. Nos
cenários relacionados com potenciais conflitos com outros usuários, a Cemig avalia, também, os efeitos
decorrentes de secas prolongadas, que possam levar a um aumento na competição por água entre o setor
elétrico e outros usuários, bem como os riscos decorrentes de consequências de inundações resultantes do
excesso de chuva.
Concessões
Conduzimos a maioria das nossas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica por
meio de contratos de concessão, celebrados com o Governo Federal. A Constituição Brasileira exige que
todas as concessões de serviços públicos sejam objeto de licitação. Em 1995, em um esforço para
implementar esses dispositivos constitucionais, o Governo Federal instituiu certas leis e regulamentos,
denominados coletivamente como Lei de Concessões, os quais regem os procedimentos de licitação do setor
elétrico.
Em 22 de setembro de 2004, ainda sob a vigência das regras estabelecidas pela Lei nº 9.074, de 07 de julho de
1995, solicitamos à Aneel a prorrogação por 20 anos das concessões das usinas hidrelétricas de Emborcação e
Nova Ponte. Em 14 de junho de 2007, o Governo Federal aprovou a prorrogação das concessões dessas usinas
elétricas por um período de 20 anos a partir de 24 de julho de 2005. O contrato de concessão relacionado foi
aditado em 22 de outubro de 2008, para refletir a prorrogação outorgada à Cemig Geração e Transmissão.
Em 11 de setembro de 2012, foi editada a Medida Provisória nº 579 de 2012 (“MP nº 579”), convertida na Lei
nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre a prorrogação das concessões outorgadas antes da Lei nº
9.074, de 07 de julho de 1995. De acordo com a referida norma, tais concessões poderão ser prorrogadas uma
única vez, pelo prazo de até 30 anos, a critério do Poder Concedente, a partir de 12 de setembro de 2012.
Em 04 de dezembro de 2012, a Companhia assinou o segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão de
Transmissão nº 006/1997, o qual prorrogou a concessão por 30 anos, nos termos da MP nº 579, contados a
partir de 1º de janeiro de 2013, o que resultou em um ajuste da Receita Anual Permitida (“RAP”), diminuindo
a receita que nós receberemos em decorrência dessas concessões. O governo brasileiro nos compensou pela
redução da RAP de parte dessas concessões, mas os ativos em operação antes do ano de 2000 ainda não foram
compensados. De acordo com a Lei n º 12.783/13, nós seremos compensados pela redução da RAP dos ativos
em operação antes de 2000, em 30 anos, ajustado pelo IPCA.
Também em 04 de dezembro de 2012, a Companhia optou por não aderir à prorrogação das concessões de
geração que expirariam no período entre 2013 e 2017: UHE TRÊS MARIAS, UHE SALTO GRANDE, UHE
ITUTINGA, UHE VOLTA GRANDE, UHE CAMARGOS, UHE PETI, PCH PIAU, PCH GAFANHOTO,
PCH TRONQUEIRAS, PCH JOASAL, PCH MARTINS, PCH CAJURU, PCH PACIÊNCIA, PCH
MARMELOS, PCH DONA RITA, PCH SUMIDOURO, PCH POQUIM E PCH ANIL. Com relação às
usinas que teriam a primeira prorrogação das respectivas concessões após edição da MP nº 579, a saber,
Jaguara, São Simão e Miranda, a Companhia entende que o Contrato de Concessão de Geração nº 007/1997
permite a prorrogação da concessão destas usinas por mais 20 anos, até 2033, 2035 e 2036 respectivamente,
sem aplicação de qualquer restrição.
114
Com fulcro nesse entendimento, a Cemig Geração e Transmissão impetrou Mandado de Segurança contra ato
do Ministro de Minas e Energia com o objetivo de assegurar o direito dessa companhia relativo à prorrogação
do prazo de concessão da Usina Hidrelétrica de Jaguara (“UHE Jaguara”), nos termos da Cláusula 4ª do
Contrato de Concessão nº 007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº
12.783/2013. A Companhia obteve provimento liminar, ainda em vigor, para continuar no controle da
exploração da UHE Jaguara até 03/09/2013, até que este Mandado de Segurança seja definitivamente julgado.
Houve julgamento do mérito desta Ação em que foram indeferidos os pedidos feitos pela Cemig GT. Antes
que o resultado deste julgamento fosse publicado, o que impediria a interposição do recurso adequado, a
Companhia propôs Ação Cautelar junto ao Supremo Tribunal Federal – STF em que pleiteou provimento
liminar que lhe permitisse continuar a frente do empreendimento, o que foi deferido. Esta Ação Cautelar ainda
não foi julgada
Pelos mesmos fundamentos e na iminência do vencimento do prazo originalmente previsto para que findasse
a concessão da Usina Hidrelétrica de São Simão (“UHE São Simão”), a Cemig Geração e Transmissão
impetrou Mandado de Segurança contra ato do Ministro de Minas e Energia com o objetivo de assegurar o
direito dessa companhia relativo à prorrogação do prazo da referida concessão, nos termos da Cláusula 4ª do
Contrato de Concessão nº 007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº
12.783/2013.
O provimento liminar originalmente obtido pela Companhia em 19/12/2014 para continuar no controle da
exploração da UHE São Simão até o julgamento do Mandado de Segurança foi revisto e cassado pelo Min.
Relator em 30/06/2015, sendo que, neste momento, a energia gerada pela UHE São Simão está sendo
liquidada pelo regime de “cotas” desde setembro de 2015. Neste regime jurídico, o concessionário de geração
tem a concessão da usina hidroelétrica renovada por trinta anos, uma única vez, por disponibilizar toda a
energia comercializável da usina (garantia física) para ser fracionada em cotas e entregue às empresas de
distribuição de energia elétrica, sendo remunerado pela operação e manutenção da usina sob sua
responsabilidade. Com a cassação da liminar, a Cemig GT, quanto à UHE São Simão, não pode mais explorar
o serviço público sob o regime contratual do contrato de concessão nº 007/1997. nesse contexto, no entanto, o
ministério de minas e energia, por meio da portaria 432/2015 , designou a cemig gt como responsável pela
prestação do serviço de geração de energia elétrica, por meio da UHE são simão, em regime de cotas até a
assunção do concessionário vencedor da licitação. Em 23 de Setembro de 2016 Cemig GT recorreu ao STJ da
decisão liminar e ainda não foi julgado.
Com relação às demais usinas hidrelétricas cujas concessões venceriam pela segunda vez até 2017, o que
inclui Três Marias, Salto Grande, Itutinga, Camargos, Piau, Gafanhoto, Peti, Tronqueiras, Joasal, Martins,
Cajuru, Paciência, Marmelos, Dona Rita e Volta Grande, a Companhia optou, em dezembro de 2012, por não
aderir à prorrogação nos termos da referida MP 579 e continuar explorando as instalações até o término das
respectivas concessões o que, exceto para usina Volta Grande, ocorreu em julho de 2015.
Durante os anos de 2013 e 2014 o Brasil passou por uma crise hídrica. O novo arcabouço regulatório foi
estabelecido por meio da Medida Provisória MP-688/2015, posteriormente convertida na Lei 13.203/2015
que, entre outros temas alterou significativamente a Lei 12.783/2013. Diante da publicação do Edital para o
Leilão de Geração 12/2015 em 07/10/2015, já contemplando o novo contexto regulatório para renovação de
concessões de usinas existentes, estipulado na Lei 13.203/2015, o Conselho de Administração da Companhia
autorizou sua participação e a Cemig GT logrou êxito no leilão, realizado na BM&F em 25 de novembro de
2015, arrematando o Lote D, composto por 18 usinas hidrelétricas: Três Marias, Salto Grande, Itutinga,
Camargos, Cajuru, Gafanhoto, Martins, Marmelos Joasal, Paciência, Piau, Coronel Domiciano, Tronqueiras,
Peti, Dona Rita, Sinceridade, Neblina e Ervália, que totalizam 699,5 MW de potencia instalada e 420,2 MW
médios de garantia física.
Os contratos de concessões, com prazo de 30 (trinta) anos, contados a partir de janeiro de 2016 and expiring
em janeiro de 2046, foram assinados em nome da Cemig GT e ainda no primeiro semestre de 2016 serão
cedidos / transferidos para as respectivas 7 (sete) subsidiárias integrais que serão criadas para explorar essas
concessões.
115
Com relação à prorrogação da concessão de distribuição de energia elétrica, a Cemig Distribuição, conforme
disposto no Decreto 7.805/2012 e Decreto 8.461/2015, indicou o aceite pela prorrogação dos seus contratos de
concessão, vindo a assinar, em dezembro de 2015, o Quinto Termo Aditivo aos Contratos de Concessão. Isso
garante a prorrogação da concessão por mais 30 anos a partir do dia primeiro de janeiro de 2016, mas exige,
contudo, o cumprimento de regras ainda mais rígidas relacionadas à qualidade do serviço prestado e
sustentabilidade econômico-financeira da Companhia ao longo dos 30 anos de concessão.
A avaliação das metas será avaliada anualmente pela ANEEL e, em caso de descumprimento, a
concessionária poderá ser obrigada a realizar aporte de capital por parte dos seus sócios controladores. Nos
primeiros cinco anos, o descumprimento de uma meta por dois anos seguidos ou de qualquer dessas metas no
quinto ano acarretará a caducidade da concessão.
Principais Autoridades Regulatórias
Conselho Nacional de Política Energética – CNPE
Em agosto de 1997, o Conselho Nacional de Política Energética, ou CNPE, foi criado para assessorar o
presidente no que tange ao desenvolvimento e criação de uma política energética nacional. O CNPE é
presidido pelo MME e a maioria dos seus membros são funcionários do Governo Federal. O CNPE foi criado
para otimizar o uso dos recursos energéticos brasileiros e par a garantir o suprimento de energia ao país.
Ministério de Minas e Energia – MME
O MME é o principal órgão regulador do Governo Federal, no que concerne ao setor elétrico. Após a
aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, agindo principalmente por
intermédio do MME, assumiu certos deveres que estavam anteriormente sob a responsabilidade da ANEEL,
incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de diretrizes que regem
os leilões para concessões atinentes a serviços públicos e bens públicos.
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
O setor elétrico brasileiro é regulado pela Aneel, uma agência reguladora federal independente. Após a
promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a principal função da Aneel é regular e fiscalizar o
setor elétrico, de acordo com a política determinada pelo MME e responder a questões que sejam delegadas a
ela pelo Governo Federal e pelo MME.
Operador Nacional do Sistema – ONS
O ONS foi criado em 1998 como entidade privada sem fins lucrativos, composta por Consumidores Livres e
pelas companhias de energia que atuam no setor de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,
além de outros agentes privados, tais como importadores e exportadores de energia elétrica. A Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para nomear três diretores do ONS, inclusive o
Diretor Geral. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no
sistema interligado nacional, observadas a regulamentação e supervisão da Aneel.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Um dos principais papéis da CCEE é a condução dos leilões públicos no ambiente regulado, incluindo o leilão
de energia nova e energia existente. Adicionalmente, a CCEE é responsável, dentre outras coisas, pelo (1)
registro dos volumes de todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, ou
CCEAR e contratos resultantes do mercado livre, e (2) a contabilização e a liquidação das negociações de
curto prazo.
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o preço da energia comercializada no mercado de curto
prazo, conhecido como o Preço de Liquidação de Diferenças, ou PLD, leva em conta fatores similares àqueles
com base nos quais o Mercado Atacadista de Energia costumava determinar tais preços, antes do advento da
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Dentre este s fatores, a variação do PLD está ligada principalmente ao
116
equilíbrio entre a oferta e a demanda de energia no mercado, assim como ao impacto que qualquer variação
desse equilíbrio poderá ter sobre o uso otimizado dos recursos energéticos pelo ONS.
A CCEE é constituída de agentes de geração, distribuição e comercialização de energia e por consumidores
livres, e seu conselho de administração é composto por quatro membros indicados por tais agentes e por um
membro, o presidente, indicado pelo MME.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE
Em 16 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o decreto que criou a Empresa de Pesquisa
Energética, ou EPE, companhia estatal responsável pela condução de pesquisas estratégicas sobre o setor
energético, incluindo, dentre outros, a energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes de energia renováveis. A
EPE é responsável (i) pelo estudo de projeções da matriz energética brasileira, (ii) pela preparação e
publicação do balanço energético nacional, (iii) pela identificação e quantificação das fontes de energia e (iv)
pela obtenção das licenças ambientais necessárias para as novas concessionárias de geração. As pesquisas
realizadas pela EPE serão utilizadas para subsidiar o MME na formulação de políticas para o setor energético
nacional. A EPE é também responsável pela aprovação da qualificação técnica de novos projetos de energia a
serem incluídos nos leilões.
Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico – CMSE
O Decreto nº 5.175, de 9 de agosto de 2004, criou o Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico, ou
CMSE, que atua sob a orientação do MME. O CMSE é responsável por monitorar e avaliar permanentemente
a continuidade e segurança das condições de suprimento de energia elétrica e pela indicação das medidas
necessárias para solucionar os problemas identificados.
Restrições à Concentração
Em 10 de novembro de 2009, a ANEEL emitiu a Resolução nº 378, que determinou que a ANEEL, ao
identificar um ato que possa causar competição desleal ou resultar em controle relevante do mercado, deverá
notificar a Secretaria de Direito Econômico (“SDE”) do Ministério da Justiça, de acordo com o artigo 54 da
Lei nº 8.884, de 11 de junho de 1994. Após a notificação, a SDE deverá notificar o CADE. Em 30 de
novembro de 2011, a Lei nº 8.884 foi revogada e substituída pela Lei nº 12.529. Essa nova lei extinguiu a
SDE e a substituiu pela Superintendência Geral. Se necessário, a Superintendência Geral solicitará à ANEEL
que analise os atos supracitados. O CADE decidirá se deverá ser aplicada uma punição pela prática de tais
atos, que podem variar de multa s pecuniárias à cisão da companhia, conforme disposto nos artigos 37 e 45 da
lei mencionada acima.
Incentivos às Fontes Alternativas de Energia
Em 2000, um Decreto Federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade, ou PPT, com vistas a
diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência de usinas hidrelétricas.
Em 2002, foi instituído o Proinfa pelo Governo Federal para criar certos incentivos ao desenvolvimento de
fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, Pequenas Centrais Hidrelétricas e projetos
de biomassa.
A Lei nº 9.427/96, alterada pela Lei nº 10.762/03, estabeleceu, ainda, que as usinas hidrelétricas com uma
capacidade instalada igual ou inferior a 1 MW, usinas de geração classificadas como Pequenas Centrais
Hidrelétricas, e as que utilizam fontes solares, eólicas, de biomassa ou de cogeração, com uma capacidade
instalada igual ou inferior a 30MW, utilizadas para produção independente ou autoprodução, terão direito a
desconto de até 50% nas tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição, cobradas sobre a produção e
consumo da energia vendida. Este dispositivo legal foi regulamentado pela ANEEL por meio de suas
Resoluções 077/2004, 247/2006 e 271/2007.
Adicionalmente, o governo promoveu dois leilões para geração de energia alternativa e quatro leilões
regulados de reserva, nos quais as usinas com permissão para venda de energia nos termos desses leilões são
projetos de energia eólica, PCH ou de biomassa.
117
118
Encargos Regulatórios
Reserva Geral de Reversão e Fundo de Uso de Bem Público – RGR e UBP
Em certas circunstâncias, as companhias de energia são indenizadas por bens utilizados na concessão se essa
for revogada ou não for renovada. Em 1971, o Congresso Nacional criou a Reserva Global de Reversão, ou
RGR, destinada a prover recursos para esta indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a imposição
de uma taxa exigindo que todas as distribuidoras, transmissoras e certas geradoras que operam sob regime de
serviço público efetuem contribuições mensais à RGR a uma taxa anual correspondente a 2,5% dos ativos
imobilizados da companhia em operação, mas nunca superior a 3,0% das receitas operacionais totais em
qualquer ano. Recentemente, a RGR foi utilizada principalmente para financiar projetos de geração e
distribuição.
O Governo Federal impôs taxa aos PIEs que fazem uso de recursos hidrológicos, ressalvadas as Pequenas
Centrais Hidrelétricas e as geradoras sob regime de serviços públicos, similar à taxa cobrada de companhias
do setor público no que tange à RGR. Os PIEs são obrigados a efetuar contribuições ao Fundo de Uso de Bem
Público, ou UBP, de acordo com as normas de cada leilão para a outorga de concessões. A Eletrobrás recebeu
os pagamentos do UBP até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos ao Fundo UBP desde 31 de
dezembro de 2002 são efetuados diretamente ao Governo Federal.
Desde janeiro de 2013, a Reserva Global de Reversão não é cobrada: (i) de distribuidoras; (ii) de serviços de
transmissão e geração cujas concessões tenham sido prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013; e (iii) de
serviços de transmissão cujo processo de licitação tenha sido iniciado a partir de 12 de setembro de 2012.
Conta de Consumo de Combustível - CCC
A Conta de Consumo de Combustível, ou CCC, 1973 foi criada em 1973 a fim de gerar reservas financeiras
para cobrir os altos custos associados com o uso de usinas termelétricas, especialmente na Região Norte do
Brasil, por conta dos custos operacionais mais altos das usinas termelétricas em relação às usinas
hidrelétricas. Todas as empresas de eletricidade são obrigadas a contribuir anualmente para a CCC. As
contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo do combustível necessário pelas usinas
termelétricas no ano seguinte. A CCC foi então usada para reembolsar os geradores que operam as usinas
termelétricas por uma parte substancial dos seus custos de combustível. A CCC é administrada pela
Eletrobrás.
Taxa pelo Uso de Recursos Hídricos
Com exceção das Pequenas Centrais Hidrelétricas, todas as usinas hidrelétricas no Brasil devem pagar taxas
aos estados e municípios brasileiros em função do uso de recursos hídricos. Esses valores são calculados com
base no volume de energia gera do por cada usina e são pagos aos estados e municípios em que a usina ou o
reservatório da usina estiver localizado.
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ou CDE, que é provida de
recursos por meio de pagamentos anuais efetuados pelas concessionárias pelo uso de bens públicos,
penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, taxas anuais a serem pagas por agentes que
fornecem energia a consumidores finais, por meio de encargo a ser acrescido às tarifas pelo uso do sistema de
transmissão e distribuição. Essas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (1) ao
desenvolvimento da produção em todo o país, (2) à produção de energia por meio de fontes alternativas e (3) à
universa lização dos serviços de energia em todo o Brasil. Com a promulgação da Lei nº 12.783/2013 seus
recursos também foram utilizados para assegurar a diminuição das tarifas de energia elétrica. A CDE ficará
em vigor pelo prazo de 25 anos e será administrada pela Eletrobrás.
119
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a omissão em efetuar contribuição à RGR, ao
Proinfa, à CDE, à CCC ou a omissão em efetuar pagamentos devidos em virtude da compra de energia no
ambiente regulado impedirá a parte inadimplente de receber reajuste tarifário (ressalvada a revisão
extraordinária) ou de receber recursos decorrentes da RGR ou da CDE.
Taxa de Fiscalização da ANEEL - TFSEE
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, ou TFSEE, é uma taxa anual cobrada pela ANEEL
para cobrir as suas despesas administrativas e operacionais. A taxa é calculada conforme Procedimento de
Regulação Tarifária – Sub-módulo 5.5: Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica — TFSEE com
base no tipo de serviço prestado (incluindo produção independente), sendo proporcional ao tamanho da
concessão, permissão ou autorização. A TFSEE está limitada a 0,4% do benefício econômico anual,
considerando a capacidade instalada, auferido pela concessionária, permissionária ou autorizada, devendo ser
paga diretamente à Aneel em 12 parcelas mensais.
Conta - ACR
Em dezembro de 2012 expiraram cerca de 8.600 MW em contratos de energia das distribuidoras. Esses
contratos tinham sido assinados nos primeiros leilões de energia existentes, realizados em 2005, e deveriam
ser recontratados em um novo leilão de energia. No entanto, o governo não realizou o leilão em 2012 porque
ele esperava que, com a renovação de contratos de concessão, essa energia seria fornecida pelo Contrato de
Cotas de Energia Assegurada. Contudo, a quantidade de energia renovada foi menor do que o esperado e as
distribuidoras ficaram subcontratadas em 2.000 MW em 2013; e 2.500 MW em 2014. Até 2015, o baixo
consumo de energia elétrica fixou o cenário de subcontratação que levou a distribuição à uma situação
balanço de energia regular. A Conta ACR foi criada em 2014 para cobrir a exposição do ano. Em 2015 não
houve necessidade de cobrir a exposição da Distribuição.
Essa situação foi agravada ainda mais pelo atraso da entrada em operação de usinas e pela baixa contratação
nos leilões realizados em 2013 e 2014. Assim, a subcontratação atingiu 3500 MW em 2014. Neste cenário a
única opção para os distribuidores, em uma situação de subcontratação, é comprar a energia subcontratada no
mercado spot.
A situação hidrológica do sistema nos anos 2013/2014, como explicado acima, levou o custo da energia no
mercado spot para seu nível mais alto, fazendo com que a exposição financeira das distribuidoras chegasse a
bilhões de reais. Como o custo da exposição dos distribuidores só é repassado aos consumidores no ano
seguinte, esse descompasso causou um problema no fluxo de caixa das empresas. Em 2015, o novo limite de
preço, menor do que o de 2014, e o mecanismo de “bandeiras tarifárias” ajudaram as empresas de distribuição
a equilibrar a sua exposição de forma que nenhum novo empréstimo fosse necessário.
Assim, o governo criou a Conta-ACR por meio do Decreto nº 8.221/14, regulamentado pela Resolução
ANEEL nº 612/2014, que institui a criação de uma conta a ser administrada pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica - CCEE. O projeto destina- se a cobrir a totalidade ou parte dos custos resultantes da
exposição involuntária no mercado spot e do despacho das usinas térmicas ligadas aos contratos de
disponibilidade do ambiente regulado. Para cobrir esses custos a CCEE obteve um financiamento com um
grupo de instituições financeiras privadas e públicas. Tais recursos deverão ser repassados para as
distribuidoras, conforme determinado no Decreto nº 8.221/14 e na Resolução ANEEL nº 612/14. Em 2014, o
total dos empréstimos levantado por esta conta e repassados às distribuidoras foi de R$21 bilhões.
A partir de 2015, o valor total das operações de crédito contratadas será amortizado em 24 meses, mediante o
pagamento de encargos via CDE para todas as empresas de distribuição na proporção de seus mercados
cativos. Esse encargo será incluído na tarifa de energia dos seus consumidores.
120
Bandeiras Tarifárias
Em 2015, a ANEEL separou parte dos custos de energia variáveis de distribuidores, previamente acordados
em serem aplicados em 2016, e criou uma taxa adicional que seria repassada aos consumidores através de
suas contas de energia elétrica. Esse sistema ficou conhecido como “sistema de bandeiras tarifárias”. As
bandeiras tarifárias sinalizam para o consumidor o custo real de geração no momento em que ele está
consumindo a energia. O funcionamento desse sistema de bandeiras é de acordo com a cor, verde, amarela ou
vermelha e indicam, com base nas condições de geração de eletricidade, se o custo da energia para os
consumidores vai aumentar ou diminuir. Quando a bandeira está verde, as condições hidrológicas para
geração de energia são favoráveis e não há qualquer acréscimo nas contas. Se as condições são um pouco
menos favoráveis, a bandeira passa a ser amarela e há uma cobrança adicional, proporcional ao consumo, que
atualmente está na razão de R$2,50 por 100 kWh (ou suas frações). Já em condições ainda mais
desfavoráveis, a bandeira fica vermelha e o adicional cobrado passa a ser proporcional ao consumo que
atualmente está na razão de R$4,50 por 100 kWh (ou suas frações). A esses valores são acrescentados os
impostos vigentes. Durante todo o ano de 2015 a bandeira tarifária permaneceu no vermelho.
Mecanismo de Realocação de Energia
O Mecanismo de Realocação de Energia, ou MRE, procura mitigar os riscos envolvidos na geração de ener
gia hidrelétrica, determinando que os hidro geradores compartilhem os riscos hidrológicos da rede Brasileira.
De acordo com a legislação brasileira, a receita decorrente da venda de energia por geradoras não depende do
volume de energia de fato gerado por elas, mas da Energia Garantida ou Energia Assegurada de cada usina. A
Energia Garantida ou Assegurada é determinada em cada contrato de concessão.
Qualquer desequilíbrio entre a energia efetivamente gerada e a Energia Assegurada é coberto pelo MRE. Em
outras palavras, o MRE realocou a energia, transferindo a energia excedente daqueles cuja geração superou
sua Energia Assegurada para aqueles que geraram menos do que sua Energia Assegurada. O volume de
eletricidade efetivamente gerado pela usina, sendo maior ou menor do que a Energia Assegurada é avaliado
de acordo com a “Tarifa de Otimização de Energia”, que cobre os custos de operação e manutenção da usina.
Esta receita ou despesa adicional será contabilizada em uma base mensal por cada gerador.
Embora o MRE seja eficiente para a mitigação dos riscos individuais de usinas hidroelétricas localizadas na
bacia de um rio com condições hidrológicas adversas, o MRE não reduz os riscos nos casos em que os níveis
muito baixos afetam o Sistema Interligado Nacional, ou SIN, como um todo ou em diversas regiões. Em
situações extremas, mesmo com o MRE, a geração de todo o Sistema não atingirá o nível de Energia Garantida e
os geradores poderão ser expostos ao mercado de curto prazo. Nesse caso, a escassez dos recursos hidrelétricos
será compensada pelo maior uso da energia térmica e os preços de curto prazo serão maiores.
Em 2014 tivemos um ano com condições hidrológicas bem adversas, o que resultou na redução da geração
hidráulica e no despacho total das térmicas do sistema, conforme visto anteriormente. Essa situação levou as usinas
do MRE a gerar abaixo da sua garantia física, o que causa uma exposição dos geradores ao mercado de curto prazo.
A proporção da exposição é calculada pela razão entre a energia gerada por todas as usinas do MRE e a totalidade
da garantia física. Essa razão é chamada de GSF (Generating Scaling Factor) ou Fator de Ajuste da Energia e no
ano de 2014 ficou em 0,91,ou seja, os geradores tiveram sua garantia física reduzidas de 9% no ano. Em 2015, a
exposição permaneceu apesar das condições hidrológicas estarem um pouco melhor, mas com o despacho térmico
contínuo e o consumo mais baixo de energia o GSF fechou o ano em 0,84.
Durante 2015, em conjunto com os elevados preços do mercado spot, os baixos valores do GSF deixou produtores de
geração hidrelétrica com alta exposição financeira. Assim, a partir de março de 2015, geradores começaram a obter
liminares para evitar tal exposição. Essas liminares alegaram que a metodologia de cálculo do GSF estava errada, o
que causou a exposição indevida aos produtores. De março a setembro, houve um aumento exponencial do número de
liminares expedidas que levou a uma paralisia do mercado. A fim de resolver esta situação, o governo federal
brasileiro propôs, por meio da Medida Provisória nº 688, a renegociação do risco hidrológico, permitindo geradores
com contratos do ACR para transferir a exposição aos consumidores em troca de pagamento do prêmio de risco.
A renegociação teve efeito retroativo a janeiro de 2015 e o passivo de 2015 foi reconhecido, já que seria pago
através de protelação no pagamento do prêmio de risco ou até mesmo pela extensão do contrato de concessão
121
relevante. Para outros geradores que não tem contratos ACR, o mecanismo funcionou de forma diferente. Para
esses outros geradores a proposta era que eles contratassem Energia de Reserva que funcionaria como um
contrato de hedge. Devido ao alto custo desta energia e baixo reconhecimento do passivo de 2015, este
mecanismo para os agentes de ACL não teve boa aceitação no mercado.
Devido a essa exposição inesperada de Empresas de Geração Hidrelétricas aos preços spot, causada por
baixos valores de GSF, foram buscadas liminares judiciais para evitar tal exposição, o que levou a um grande
número de liminares paralisando o mercado CCEE. A fim de resolver esta situação, a Governo Federal
publicou a Medida Provisória nº688, convertida na Lei nº 13.203, que criou um mecanismo voluntário para
restabelecer o risco hidrológico aplicável às Empresas de Geração Hidrelétricas. Este mecanismo permite que
as Empresas de Geração Hidrelétrica com contratos de geração regulamentados limitam o seu risco
hidrológico, passando tais riscos para os consumidores em troca de um prêmio pago a eles. Ao subscrever a
este mecanismo, a Empresa de Geração Hidrelétrica teria sua exposição em 2015 refletida como um ativo que
será pago por meio de postergar o pagamento do referido prêmio aplicando a taxa de desconto relevante. Para
tirar vantagem deste mecanismo, a empresa é obrigada a causar voluntariamente a rejeição liminares que
foram obtidas a seu favor, facilitando assim o desbloqueio do mercado spot.
O governo federal também instituiu um mecanismo aplicável às Empresas de Geração Hidrelétrica no
mercado livre, utilizando uma abordagem diferente. Esse mecanismo funciona como um hedge, onde as
Empresas de Geração Hidrelétrica pagam todos os custos elevados de energia de reserva e recebem o preço
spot aplicável à sua geração. Ao contrário do mecanismo regulado, no mecanismo de mercado livre apenas
uma pequena parte da exposição de 2015 foi reconhecida, o que causou este sistema ser ineficaz e não aceito
amplamente. O mecanismo regulado teve quase 90% de aceitação pelas Empresas de Geração Hidrelétrica
que têm contratos regulamentados.
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL fiscaliza as regulamentações de tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e
transmissão e estabelece tarifas (i) de uso do sistema de distribuição local, ou Tarifa de Uso dos Sistemas de
Distribuição, ou TUSD; e (ii) de uso do sistema de transmissão interligado, ou Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão, ou TUST. Além disso, as companhias de distribuição do sistema interligado Sul, Sudeste e
Centro-oeste pagam encargos específicos pela transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu. Todas essas
tarifas são estabelecidas pela ANEEL. Segue abaixo explicação mais detalhada de cada tarifa:
TUSD
A TUSD é paga por companhias de geração, outras distribuidoras e consumidores pelo uso do sistema de
distribuição a que estão conectados. É ajustada anualmente de acordo com o índice de reajuste de cada
Distribuidora que leva em consideração a inflação e a variação dos custos de transmissão de energia elétrica e
dos custos com encargos regulatórios. Esta alteração é repassada anualmente para os clientes da rede por meio
dos Reajustes Tarifários Anuais ou Revisões.
TUST
A TUST é paga pelas companhias de geração, distribuição e Consumidores Livres pelo uso da rede básica de
transmissão a que estão ligados. É reajustada anualmente de acordo com o índice de inflação e a receita anual
das companhias de transmissão. De acordo com os critérios estabelecidos pela ANEEL, aos proprietários de
diferentes trechos da rede de transmissão foi requerida a transferência da coordenação de suas instalações ao
ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários da rede de transmissão. As geradoras,
consumidores livres e concessionárias de distribuição pagam ainda receita por conexões exclusivas com
algumas transmissoras. Não são definidas tarifas para estas conexões, e sim uma receita para um período de
12 meses pagas mensalmente por meio da emissão de faturas.
Distribuição
As tarifas de distribuição estão sujeitas à revisão da ANEEL, que tem poderes para reajustar e revisar as
tarifas em resposta a alterações dos custos de aquisição de energia, de pagamento de encargos ou pagamentos
122
relacionados a transmissão de energia elétrica, dentre outros relacionados às condições de mercado. Os custos
de todas as companhias de distribuição são devidos pela ANEEL em (1) custos não gerenciáveis pela
distribuidora, ou custos da Parcela A e (2) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. O
reajuste de tarifas toma por base uma fórmula que leva em conta a divisão de custos entre as duas categorias.
Os custos da Parcela A incluem, dentre outros, os seguintes:
Taxas Regulamentares e Encargos setoriais (CDE, TFSEE e Proinfa);
Os custos com compra de energia (CCEARs, Energia de Itaipu e contratos bilaterais); e
Taxas de Transmissão (Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, Transporte de Eletricidade de Itaipu, Uso
das Instalações de Conexão com transmissoras, uso das instalações de outras distribuidoras e ONS).
Os custos da Parcela B são aqueles que estão sob nosso controle e incluem:
Remuneração dos investimentos;
Tributos;
Inadimplência regulatória;
Custos de depreciação e;
Custos operacionais de cada empresa.
De modo geral, os custos da Parcela A são integralmente repassados aos consumidores. Os custos da Parcela
B, contudo, são corrigidos monetariamente em conformidade com o Índice Geral de Preços do Mercado ou
IGP-M, ajustados por um Fator X. As concessionárias de distribuição de energia elétrica, nos termos de seus
contratos de concessão, fazem jus também à revisão periódica. Essas revisões visam a (1) assegurar receitas
necessárias para cobrir de maneira eficiente os custos operacionais da Parcela B e a remuneração adequada
dos investimentos considerados essenciais aos serviços dentro do escopo de cada concessão da companhia e
(2) determinar o fator X.
O fator X é utilizado para reajustar a proporção da alteração do IGP-M, utilizado nos reajustes anuais e para
compartilhar os ganhos de produtividade da companhia com os consumidores finais.
Adicionalmente, as concessionárias de distribuição de energia têm direito à revisão extraordinária de tarifas,
determinada caso a caso, para assegurar seu equilíbrio financeiro e compensá-las por custos imprevistos,
incluindo impostos, que alterem de maneira significativa sua estrutura de custos.
Item 4A. Comentários não resolvidos do staff
Não aplicável
Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras
As informações contidas nesta seção deverão ser lidas em conjunto com nossas demonstrações financeiras
contidas em outras partes do presente relatório anual. A explanação a seguir baseia-se em nossas
demonstrações financeiras, elaboradas em conformidade com o IFRS e apresentadas em reais.
Declaração de Conformidade
Nossas demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais de
Contabilidade (“IFRS”), conforme emitidas pelo Comitê de Normas Internacionais de Contabilidade (IASB).
123
Bases de mensuração
As demonstrações financeiras consolidadas foram elaboradas com base no custo histórico, com exceção dos
seguintes itens da demonstração da posição financeira:
os instrumentos financeiros não derivativos mensurados pelo valor justo por meio do resultado;
os ativos financeiros mantidos para negociação mensurados pelo valor justo;
os ativos financeiros da concessão mensurados pelo valor novo de reposição (VNR), equivalente ao valor
justo;
Obrigações financeiras relativas às opções de venda mensurados pelo valor justo por meio de fluxo de
caixa descontado.
Estimativas Contábeis Críticas
A seguinte descrição refere-se s áreas que requerem maior julgamento ou envolvem maior grau de
complexidade na aplicação das políticas contábeis que atualmente afetam nossa condição financeira e
resultados das operações. As estimativas contábeis que fazemos nesse contexto requerem que façamos
assunções sobre assuntos que são altamente incertos.
A descrição inclui apenas as estimativas que consideramos mais importantes, baseado no grau de incerteza ou
a probabilidade de impacto material caso fosse usada outra estimativa. Há diversas outras áreas em que foram
usadas estimativas sobre assuntos incertos, mas o efeito resultante razoável da alteração da estimativa ou uso
de estimativa diferente não é material para nossa apresentação financeira. Para informações detalhadas nossas
Políticas e Estimativas Críticas Contábeis, veja a Nota 2 das nossas demonstrações financeiras auditadas e
consolidadas de 31 de dezembro de 2015.
Provisão Para Créditos de Liquidação Duvidosa
Nós constituímos provisões para créditos de liquidação duvidosa no montante que estimamos ser suficiente
para cobrir as perdas previsíveis atualmente, conforme segue: (i) para consumidores com débitos materiais, é
feita uma análise individual do saldo, considerando o histórico de inadimplemento, negociações em progresso
e a existência de garantias reais; (ii) para outros consumidores, os débitos que estiverem em atraso por mais
de 90 dias para consumidores residenciais, ou mais de 180 dias para consumidores comerciais, ou mais de 360
dias para outros tipos de consumidores, são 100% provisionados. Estes critérios são os mesmos estabelecidos
pela ANEEL.
Nós monitoramos continuamente as cobranças e pagamentos de consumidores e revemos e refinamos o
processo de estimativa. Uma alteração futura em nossas estimativas poderia resultar em um aumento na
provisão para créditos de liquidação duvidosa, o que poderia causar um efeito material adverso nos nossos
resultados operacionais e condição financeira.
124
Imposto de renda e contribuições sociais deferidos
Nós provisionamos o imposto de renda de acordo com o IFRS. O IFRS requer uma análise de ativos e
responsabilidades na contabilização do imposto de renda atual e diferido. No mesmo sentido, os efeitos das
diferenças entre a base tributária de ativos e responsabilidades e os montantes reconhecidos em nossas
demonstrações financeiras consolidadas foram tratadas como diferenças temporárias para os fins de
provisionamento do imposto de renda diferido.
Analisamos regularmente nossos ativos fiscais diferidos para recuperação e estabelecemos uma provisão de
avaliação, baseada nas receitas tributáveis históricas, receitas tributárias futuras projetadas, e o prazo esperado
para reversão das diferenças temporárias. Caso não consigamos gerar receita tributária futura suficiente, ou se
houver alguma mudança material nas alíquotas efetivas ou período no qual as diferenças temporárias
subjacentes se tornarão tributáveis ou dedutíveis, poderemos ser obrigados a estabelecer uma provisão de
avaliação para todos ou uma parte significativa de nossos ativos fiscais diferidos, resultando em um aumento
substancial de nossa alíquota efetiva de imposto e um impacto material adverso sobre nossos resultados
operacionais.
Imobilizado
Os bens do Ativo Imobilizado são avaliados pelo custo incorrido na data de sua aquisição ou formação,
incluindo custo atribuído, encargos financeiros capitalizados e deduzidos da depreciação acumulada. O custo
inclui os gastos que são diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. Para os ativos construídos por nós,
são incluídos os custos de materiais e mão de obra direta, além de outros custos para colocar o ativo no local e
condição necessários para que estejam em condições de operar de forma adequada.
Ativos intangíveis
Os seguintes critérios são aplicados em caso de ocorrência: (i) Ativos intangíveis adquiridos de terceiros: são
mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização; (ii) Ativos intangíveis gerados
internamente: são reconhecidos como ativos na fase de desenvolvimento desde que seja demonstrada a sua
viabilidade técnica de utilização e se os benefícios econômicos futuros forem prováveis. São mensurados pelo
custo, deduzidos da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável.
Os ativos financeiros da concessão
Nosso tratamento contábil para ativos financeiros da concessão depende dos critérios de avaliação dos ativos
vinculados à concessão.
Para os ativos de distribuição - Medimos o valor dos ativos que não serão totalmente amortizados até o final
do período da concessão. Reconhecemos um ativo financeiro resultante de um contrato de concessão quando
temos um direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro do poder concedente, ou
em nome do poder concedente. A parcela dos ativos da concessão que será integralmente amortizada durante
o prazo de concessão é registrada como ativo intangível e é integralmente amortizada durante o período da
concessão.
Novos ativos são registrados inicialmente em ativos intangíveis, avaliados pelo custo de aquisição, incluindo
os custos de empréstimos capitalizados. Quando os ativos iniciam a operação eles são divididos em ativos
financeiros e ativos intangíveis, de acordo com o critério referido no parágrafo anterior: a parte dos bens que
são registrados em ativos financeiros é avaliada com base no valor novo de reposição (VNR), tendo como
referência os valores homologados pelo poder concedente para a base de remuneração dos ativos (Base
Regulatória de Remuneração ou BRR) no processo de revisão tarifária.
125
Para os ativos de transmissão – Uma vez que os contratos de transmissão determinam que as concessionárias
têm direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro, diretamente do poder concedente, ou em
nome do poder concedente, para as novas concessões de transmissão, registramos um ativo financeiro pelo
valor justo, correspondente à receita de trans missão a ser recebida durante todo o período da concessão.
Leilão de Concessões de Geração de Energia Elétrica
Devido à Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei n°12.783/2013, 15 usinas da Cemig GT (Cajuru,
Camargos, Gafanhoto, Itutinga, Joasal, Marmelos, Martins, Paciência, Peti, Piau, Salto Grande, Três Marias,
Tronqueiras, Dona Rita e Volta Grande) além de Jaguara, São Simão e Miranda tiveram suas concessões
condicionadas a aceitação de tarifas pré-definidas e indenização dos investimentos ainda não amortizados
para cada usina. A Cemig GT, à época não aceitou os termos de renovação.
Em novembro de 2015, a Cemig GT participou do Leilão 12/2015, sendo a vencedora do Lote D, que
contemplava 18 usinas, o que inclui 5 usinas cuja concessão era anteriormente pertencente a Furnas S.A.,
totalizando uma garantia física de 420 MW médios, conforme segue:
Central Geradora
Data de
vencimento das
concessões
Capacidade
instalada (MW)
Garantia Física
(MWmed)
UHE Três Marias ......................................................... Jan/2045 396,00 239,00
UHE Salto Grande ....................................................... Jan/2045 102,00 75,00
UHE Itutinga ................................................................ Jan/2045 52,00 28,00
UHE Camargos ............................................................ Jan/2045 46,00 21,00
PCH Piau ...................................................................... Jan/2045 18,01 13,53
PCH Gafanhoto ............................................................ Jan/2045 14,00 6,68
PCH Peti ...................................................................... Jan/2045 9,40 6,18
PCH Tronqueiras.......................................................... Jan/2045 8,50 3,39
PCH Joasal ................................................................... Jan/2045 8,40 5,20
PCH Martins ................................................................ Jan/2045 7,70 1,84
PCH Cajuru .................................................................. Jan/2045 7,20 2,69
PCH Paciência ............................................................. Jan/2045 4,08 2,36
PCH Marmelos ............................................................. Jan/2045 4,00 2,74
PCH Coronel Domiciano(1) .......................................... Jan/2045 5,04 3,59
PCH Dona Rita(1) ......................................................... Jan/2045 2,41 1,03
PCH Ervália(1) .............................................................. Jan/2045 6,97 3,03
PCH Neblina(1) ............................................................. Jan/2045 6,47 4,66
PCH Sinceridade(1) ....................................................... Jan/2045 1,42 0,35
699,59 420,27
(1) Usinas cuja concessão era anteriormente pertencente a Furnas. que estarão em regime de operação assistida pela concessionária anterior pelo prazo de
180 dias a contar da data de assinatura dos contratos.
As informações referentes a Capacidade instalada, Garantia Física e outras informações operacionais, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de
uma auditoria de Demonstrações Financeiras, consequentemente não foram examinadas pelos auditores independentes.
Favor notar que as informações apresentadas sobre a capacidade instalada, a garantia física média e outros
dados operacionais não formam parte do âmbito de uma auditoria das Demonstrações Financeiras e, por este
motivo, não foram examinadas pelos auditores externos.
O contrato referente a essas plantas proporcionou à Cemig a concessão para sua operação comercial pelos
próximo 30 anos até 2046 e estipula que para 2016 a totalidade da produção deverá ser vendida no Ambiente
de Contratação Regulada (ACR) sob o sistema de Cota de Garantia Física (CGF); e a partir de 2017 até o final
das concessões, a venda de 70% da produção deverá ser direcionada ao Ambiente de Contratação Regulada e
30% ao Ambiente de Contratação Livre (“ACL”).
O valor ofertado pelo lote foi de R$499 e a bonificação pela outorga por 30 anos de concessão das 18 usinas
hidrelétricas foi de R$2.216, sendo que 65% foram pagos em 04 de janeiro de 2016 e o valor restante,
correspondente a 35%, deverá ser pago em até 180 dias após a assinatura do Contrato de Concessão. O
contrato foi assinado em 05 de janeiro de 2016, no Ministério de Minas e Energia.
126
Depreciação e Amortização
Depreciação e amortização são calculadas usando-se o método linear, a taxas anuais baseadas na estimativa da
vida útil dos ativos, nos termos dos regulamentos da ANEEL e práticas de mercado no Brasil.
O tratamento contábil para amortização de ativos intangíveis depende da natureza do ativo intangível. Os
ativos intangíveis relacionados a um contrato de concessão de serviços, líquidos de valor residual, são
amortizados de acordo com o IFRIC 12 em uma base linear durante o período de concessão estipulado no
contrato de concessão. Outros ativos intangíveis são amortizados numa base linear ao longo da vida
econômica útil estimada dos ativos, em conformidade com as taxas de amortização estabelecidas pelo poder
concedente.
Na medida em que as vidas reais diferirem dessas estimativas, haveria um impacto sobre o valor da
depreciação e amortização acumulado em nossas demonstrações financeiras consolidadas. Uma diminuição
significativa na estimativa da vida útil de uma quantia material de propriedade, instalações e equipamentos,
bens intangíveis, ou nos bens do consórcio do projeto de geração de energia elétrica no qual somos parceiros,
poderia ter um impacto material adverso sobre nossos resultados operacionais no período em que a estimativa
é revista e em períodos subsequentes.
Benefícios de Funcionários Pós-Aposentadoria
Nós patrocinamos um plano de pensão de beneficio definido e um plano de pensão de contribuição definida
cobrindo substancialmente todos os nossos empregados.
A determinação do valor de nossas obrigações para pensão e outros benefícios pós-aposentadoria depende de
determinados pressupostos atuariais. Essas premissas estão descritas na Nota 21 às nossas demonstrações
financeiras consolidadas e incluem, entre outros, a taxa de longo prazo de retorno esperada dos ativos do
plano e taxa de mortalidade. Embora acreditemos que nossas premissas são adequadas, diferenças
significativas nos resultados reais ou mudanças significativas em nossas premissas podem afetar
substancialmente a pensão e outras obrigações pós-aposentadoria.
Provisões para Contingências
Somos parte em alguns processos judiciais no Brasil que surgem no curso normal dos negócios, relacionados
a assuntos fiscais, trabalhistas, cíveis e outros.
Essas provisões são estimadas com base na experiência histórica, a natureza dos créditos, bem como o estado
atual das reivindicações. A contabilização de contingências requer julgamento significativo por parte da
administração, relativo às probabilidades estimadas e intervalos de exposição a responsabilidade potencial. A
avaliação da administração de nossa exposição a contingências pode mudar à medida que novos
desenvolvimentos ocorram ou mais informação se torne disponível. O resultado das contingências pode variar
significativamente e pode materialmente afetar nossos resultados consolidados das operações, fluxos de caixa
e posição financeira.
127
Fornecimento de eletricidade não faturado
O fornecimento varejista de energia elétrica não faturada, no período entre o último faturamento e o final de
cada mês, é estimado com base no faturamento do mês anterior e é acumulada para o final do mês. Embora
acreditemos que nossas provisões são adequadas, diferenças significativas nos resultados reais ou mudanças
significativas em nossas premissas podem afetar materialmente nossos recebíveis consumidores.
Instrumentos Derivativos
A contabilização de operações com derivativos nos obriga a realizar julgamentos para calcular valores justos
de mercado, que são usados como base para o reconhecimento dos instrumentos financeiros derivativos em
nossas demonstrações financeiras consolidadas. Esta medição pode depender do uso de estimativas, como
taxas de juros de longo prazo, moedas estrangeiras e índices de inflação, e torna-se cada vez mais complexo
quando o instrumento a ser avaliado não tem contrapartes com características semelhantes negociados em um
mercado ativo. Para informações mais detalhadas sobre Instrumentos Financeiros Derivativos, veja a Nota 28
de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas de 31 de dezembro de 2015.
A Cemig concedeu ao Fundo de Participações Redentor, que é acionista da Parati, uma opção de venda da
totalidade das ações da Parati de propriedade do Fundo, exercível em maio de 2016. O preço de exercício da
opção é calculado através da soma do valor dos aportes do Fundo na Parati, acrescidos das despesas de
custeio do Fundo e deduzindo-se os juros sobre capital próprio e dividendos distribuídos pela Parati. Sobre o
preço de exercício haverá atualização pelo CDI acrescido de remuneração financeira de 0,9% ao ano. Mais
detalhes ver nota explicativa 14 às demonstrações financeiras.
Foram assinados, entre a Cemig GT e as entidades de previdência complementar que participam de
investimentos da SAAG, Contratos de Outorga de Opção de Venda de Cotas (“Opções de Venda”), que
poderão ser exercidas, a critério das entidades de previdência complementar, em julho de 2021. O preço de
exercício das Opções de Venda será correspondente ao valor investido por cada entidade de previdência
complementar no investimento, atualizado pro rata temporis, pela variação do Índice Nacional de Preços ao
Consumidor Amplo, divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), acrescido da taxa
de 7% ao ano, deduzidos os dividendos e juros sobre capital pagos pela SAAG às entidades de previdência
complementar. Para mais detalhes, ver nota explicativa 14 às demonstrações financeiras.
Regras, interpretações e alterações que entraram em vigor em 1 de janeiro de 2015, com efeitos para a
Companhia
As seguintes regras e alterações entraram em vigor em 2015:
Mudanças no IAS 19/CPC 33 (R1) – Planos de benefícios definidos: Contribuições de funcionários.
IFRS Ciclos Anuais de Melhorias: 2010-2012 e 2011-2013.
A Companhia analisou impactos dessas alterações e não houve impactos relevantes em suas demonstrações
financeiras.
128
Novas regras e interpretações já emitidas e revisadas, ainda não adotadas, com possíveis impactos para
a Companhia.
Abaixo destacamos as principais alterações que têm efeito sobre nossas demonstrações contábeis, a partir de
janeiro de 2016:
Alterações à IFRS 11 – Negócios em Conjunto- As alterações à IFRS 11 fornecem instruções de como
contabilizar a aquisição de um negócio em conjunto que constitua um “negócio”, conforme a definição
dada pela IFRS 3 - Combinação de Negócios.
Alterações no IAS 1 – Apresentação das Demonstrações Financeiras: Oferece orientações relativas ao
conceito de materialidade na prática.
Alterações no IAS 16 e IAS 38: Esclarece os métodos aceitáveis para depreciação e amortização.
Alterações no IFRS 10, IFRS 12 e IAS 28: Entidades de Investimento: Aplicando a exceção da
consolidação: Estes esclarecem que a isenção de elaboração das demonstrações financeiras consolidadas
é aplicável a uma entidade controladora que é a subsidiária de uma entidade de investimento, mesmo que
a entidade de investimento valoriza todas as suas subsidiárias pelo valor justo de acordo com IFRS 10.
Alterações no IFRS 5 apresentam orientações específicas em relação a quando uma entidade reclassifica
um ativo (ou grupo de ativos mantidos para venda) de “detidos para venda” para “detidos para
distribuição” (ou vice-versa).
Alterações no IFRS 7 fornecer orientações adicionais para esclarecer se um contrato de serviço constitui
envolvimento contínuo em um ativo transferido, para efeitos das divulgações necessárias em relação aos
ativos transferidos.
Alterações no IAS 19 esclarece que a taxa usada para obrigações com desconto para obter benefícios pós-
aposentadoria deve ser determinada com base em rendimentos de títulos corporativos AA no final do
período de referência.
A Companhia está avaliando os impactos que essas novas regras e modificações das regras existentes possam
tem nos montantes divulgados nas demonstrações financeiras consolidadas.
Em vigor, por períodos anuais, a partir de janeiro, 2017:
Alterações no IAS 12 – Reconhecimento de ativos fiscais diferidos para perdas não realizadas.
Iniciativa de Divulgação (Alterações no IAS 7) – Alterações no IAS 7 –Demonstração dos Fluxos de
Caixa: classifica que as entidades devem fornecer divulgações que permitam aos usuários das
demonstrações financeiras avaliar as alterações em passivos provenientes de atividades de financiamento
aplicáveis aos períodos anuais iniciados em ou após 1 de janeiro de 2017.
129
Em vigor, por períodos anuais, a partir de janeiro, 2018:
Alterações no IFRS 10 e IAS 28 –Venda ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e seu Associado
ou Joint Venture: Lida com situações que envolvem a venda ou a entrada de bens entre um investidor e
seu sócio ou joint-venture.
IFRS 9 – Instrumentos Financeiros: Estabelece que todos os ativos financeiros reconhecidos que estão
dentro do âmbito da IAS 39 devem ser mensurados subsequentemente pelo custo amortizado ou valor
justo.
Em relação ao impairment de ativos financeiros, IFRS 9 requer o uso de um modelo de impairment de ”perda
esperada” em contraste com o modelo de comprometimento total declarado no IAS 39.
IFRS 15 – Receita advinda de Contratos com os Clientes: Em maio 2014 IFRS 15 foi emitido e
estabeleceu um modelo simples e claro para as empresas no uso da contabilização de receitas
provenientes de contratos com clientes. IFRS 15 irão substituir as atuais orientações sobre o
reconhecimento da receita contida na IAS 18 - Receitas, IAS 11 - Contratos de Construção, e as
respectivas interpretações, quando entrar em vigor.
Em vigor, por períodos anuais, a partir de janeiro, 2019:
IFRS 16 – Leases: Com esta nova regra, locadores terão de reconhecer o passivo para pagamentos futuros
e o direito de uso do ativo arrendado para praticamente todos os contratos de leasing, incluindo aqueles
atualmente classificados como contratos de leasing operacional.
A Companhia ainda está avaliando os impactos que essas novas regras e alterações de normas existentes terão
sobre os valores e divulgações apresentados em suas demonstrações financeiras consolidadas.
Principais Fatores que Afetam nossa Condição Financeira e nossos Resultados Operacionais
Análise de Vendas e Custo de Energia Elétrica Adquirida
As tarifas praticadas no Setor Elétrico Brasileiro, relacionadas às vendas das companhias de distribuição de
energia para clientes cativos, são estabelecidas pela ANEEL, a qual tem a autoridade para reajustar e revisar
tarifas em conformidade com as disposições aplicáveis dos contratos de concessão. Veja a seção “Item 4.
Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro – Tarifas”.
Cobramos dos consumidores cativos seu consumo efetivo de energia elétrica em cada período de faturamento
de 30 dias, a tarifas especificadas. Certos consumidores industriais de grande porte são cobrados de acordo
com a capacidade de energia elétrica que lhes é disponibilizada por nossa companhia de acordo com contratos
firmados com tais consumidores, sendo as tarifas ajustadas de acordo com o consumo durante períodos de
pico de demanda, bem como com as necessidades de capacidade que ultrapassarem o volume contratado.
Em geral, as tarifas da energia elétrica comprada por nossa Companhia são determinadas com referência à
capacidade contratada, bem como aos volumes efetivamente usados.
130
A tabela a seguir apresenta a tarifa média (em reais por MWh) e volume (por GWh) componentes da compra
e venda de energia elétrica nos períodos indicados. O termo “tarifa média” se refere a receitas segundo a
classe de consumidor, divididas pelos MWh utilizados por essa classe. Por conseguinte, essas tarifas médias
não refletem necessariamente tarifas e uso efetivos por p arte de uma classe específica de consumidor final
durante qualquer período em particular.
Exercício findo em 31 de Dezembro,
2015 2014 2013
Vendas de Energia elétrica:
Tarifa média a consumidores finais (R$/MWh)
Tarifa industrial .................................................................. 251.69 184.16 171.54
Tarifa residencial................................................................ 742.42 517.58 476.93
Tarifa comercial ................................................................. 614.86 435.65 390.06
Tarifa rural ......................................................................... 416.27 267.85 244.72
Tarifa de serviços públicos e outros ................................... 473.41 320.05 284.49
Total de vendas a consumidores finais (GWh)
Consumidores industriais ................................................... 22.969 26.026 23.452
Consumidores residenciais ................................................. 9.83 10.014 9.473
Consumidores comerciais .................................................. 6.434 6.395 6.035
Consumidores rurais .......................................................... 3.38 3.39 3.028
Serviços públicos e outros consumidores ........................... 3.422 3.462 3.371
Tarifa média (R$/Mwh) ..................................................... 441,03 302,53 277.50
Receita total (milhões de R$) ............................................. 20.319 14.922 12.597
Vendas a distribuidores:
Volume (GWh) .................................................................. 10.831 14.146 16.127
Tarifa média (R$/Mwh) ..................................................... 203.77 163.3 132.94
Receita total (milhões de R$) ............................................. 2.207 2.310 2.144
Tarifas de distribuição
Nossos resultados operacionais foram significativamente afetados por flutuações dos níveis de tarifas que a
Cemig Distribuição está autorizada a cobrar pela venda e distribuição de energia elétrica. O processo de
fixação de tarifas no Brasil tem sido historicamente influenciado por tentativas do governo de controlar a
inflação. Com a reestruturação do setor elétrico brasileiro, iniciada em 1995, e nos termos da renovação do
contrato de concessão por nós assinado com a Aneel em 1997, houve alterações significativas no processo de
fixação de tarifas.
Todos os anos, em abril, a ANEEL emite uma resolução que estabelece a taxa média de reajuste anual para a
Cemig Distribuição. Essa taxa (normalmente positiva, indicando crescimento) foi de 3,06% em 2013, 16,3%3
em 2014 e 41,41 % em 2015. Em 2015, houve um ajuste extraordinário de 28.76%.
Em janeiro de 2013, o Governo Federal publicou a Lei n° 12.783, que excluiu alguns encargos, reduzindo os
preços da energia vendida pelos geradores que tiveram seus acordos de concessão renovados, bem como os
preços para a transmissão de eletricidade, pela redução da receita das transmissoras que também tiveram suas
concessões renovadas. Em 24 de janeiro desse mesmo ano, a Aneel estabeleceu novas tarifas para que as
distribuidoras repassassem aos consumidores os impactos da referida lei. Este reajuste foi feito através de uma
Revisão Tarifária Extraordinária, para todos os distribuidores. O ajuste tarifário representou para a Cemig
uma redução de receita de 22%.
Entretanto, este ajuste não impactou nossos rendimentos, pois ocorreram apenas nos custos da Parcela A, que
são os custos não gerenciáveis.
131
Em 07 de abril de 2015 a ANEEL definiu o reajuste anual de tarifas para a Cemig D (Distribuição): aumento
de 35,83%. Esse aumento tem os seguintes componentes: (i) aumento de 29,99% no reajuste econômico; (ii)
aumento de 6,97% na variação da CVA (Conta de Variação dos Itens da Parcela A); e (iii) aumento de -1,12%
relacionado a outros componentes financeiros. Desde 2013 os subsídios concedidos a certas classes de
consumidores são tratados externamente às tarifas e não aparecem como componente do índice de reajuste.
Os reajustes tarifários médios anuais da Cemig Distribuição de 2015, 2014 e 2013 e a revisão com seus
respectivos componentes estão apresentados na tabela abaixo:
2015 2014 2013
Ajuste tarifário médio da taxa anual/periódica ................................... 35,83% 14,76% 2,99%
Componentes
Índice de ajuste tarifário ..................................................................... 29,99% 10,77% 0,47%
Variação interanual de custos fixos (CVA) ........................................ 6,97% 2,78% 1,03%
Subsídios ............................................................................................ 0,00% 0,00% 1,45%
Outros ajustes financeiros .................................................................. -1,12% 1,23% 0,11%
Em 27 de fevereiro de 2015 a ANEEL definiu novas tarifas para as Distribuidoras. Esse reajuste elaborado
por meio de uma Revisão Tarifária Extraordinária foi concedido a quase todas as distribuidoras. Nesse
reajuste ou revisão foi aplicada uma específica e simplificada metodologia de cálculo para tratar mudanças
concretas na CDE e na energia comprada. Para a Cemig D tal reajuste representa um aumento tarifário de
28,8%, com vigência a partir de 02 de março até 7 de Abril de 2015.
Em 8 de abril de 2015, a ANEEL decidiu o Reajuste Tarifário Anual a ser aplicado às tarifas da Cemig D,
subsidiária integral da Cemig. Este reajuste resultou em um aumento médio de 7,07% nas tarifas de energia
elétrica pagas pelos clientes da Cemig D, com efeito a partir de 08 de abril de 2015 até 07 de abril de 2016.
Em 24 de maio de 2016, a ANEEL decidiu o Reajuste Tarifário Anual a ser aplicado às tarifas da Cemig D,
subsidiária integral da Cemig. O resultado foi um aumento médio de 3,78% nas tarifas de energia elétrica pagas
pelos clientes em efeito a partir de 28 de maio de 2016 até 28 de maio de 2017.
Receitas de transmissão
O reajuste das receitas das redes e sistema de transmissão de energia elétrica da Cemig GT, como descrito no
contrato de concessão, é feito anualmente em junho. O contrato de concessão previamente estabelece um
período entre revisões tarifárias d e quatro anos. A lei nº 12.783 de 2013 (renovação das concessões) definiu
um novo intervalo de cinco anos para as revisões tarifárias, a partir de 2013.
Em 2010, a ANEEL aprovou os resultados da segunda revisão periódica, igualmente com reavaliação de toda
a base de ativos da Cemig Geração e Transmissão. Os resultados foram divulgados por meio da Resolução nº
988, de 18 de junho de 2010, definindo uma queda nas receitas anuais de 15,88%. O reajuste é retroativo a
2009, uma vez que o órgão regulador estava trabalhando na definição das normas a serem aplicadas na
revisão.
O contrato de concessão prevê que as receitas sejam reajustadas anualmente por causa da inflação. Até janeiro
de 2013, o índice utilizado para restabelecer a inflação anual era o Índice de Preço de Mercado Geral, ou IGP-
M. Esse índice IGP-M aumentou 4,26% de junho de 2011 a maio de 2012, elevando as receitas do ciclo 2012-
2013. Em junho de 2011, a ANEEL aprovou um aumento de 5.0% nas receitas de transmissão. Após a
implantação da Lei 12.783/2013, os contratos de concessão aditados, a partir de 2013, passam a estabelecer o
IPCA como o índice de inflação considerado para reajustar a receita anual permitida - RAP anualmente.
132
No fim de 2012, o Governo Federal renovou a concessão de transmissão da Cemig e reduziu as receitas de
janeiro de 2013 para R$148 milhões ao ano, bem como retirou das receitas os valores correspondentes às
alíquotas do Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP) e da Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social (COFINS) incidentes sobre o serviço.
Em julho de 2013, houve o reajuste anual das tarifas e a RAP da CEMIG GT passou para R$199 milhões com
o acréscimo da receita de novas obras, a parcela de ajuste, referentes ao período anterior e a correção por
IPCA. A variação total da RAP de janeiro para julho foi de 11,66%.
Em julho de 2014, houve o reajuste anual das tarifas e a receita anual permitida – RAP da CEMIG GT foi de
R$224 milhões. A variação total da RAP foi de 12,30%.
Em Julho de 2015, a RAP da Cemig GT foi reajustada em 23,6%, em função da aplicação do IPCA sobre a
receita já homologada e também devido ao reconhecimento dos novos reforços. A Cemig Itajubá, por sua vez,
teve um reajuste de 4,1%. A Receita homologada para o ciclo 2015/16, das duas concessões, somam R$270
milhões.
Em Julho de 2016, a RAP da Cemig GT foi reajustada em 26,2%, em função da aplicação do IPCA sobre a
receita já homologada e também devido ao reconhecimento dos novos reforços. A Subestação licitada, Cemig
Itajubá, cujo contrato é o 079/2000, por sua vez, teve um reajuste de 3,0%. O variação menor que a inflação
medida pela IGP-M do reajuste de Itajubá se deveu a aplicação da redução da RAP dessa concessão a partir
primeiro semestre de 2017. A Receita homologada para o ciclo 2016/17, das duas concessões, somam R$334
milhões.
Racionamento de Energia e Medidas Governamentais para Compensar Concessionárias de Energia
Elétrica.
No final de 2000 e início de 2001, os baixos níveis pluviométricos, o crescimento significativo da demanda
por energia elétrica, e a significativa dependência do Brasil da eletricidade gerada a partir de fontes
hidrelétricas resultou em uma queda anormal nos níveis em vários dos reservatórios utilizados pelas maiores
usinas de geração hidrelétrica do Brasil. Em maio de 2001, o governo federal anunciou um conjunto de
medidas que exigiam redução no consumo de energia elétrica, em resposta a essas condições (plano de
racionamento de energia elétrica brasileiro). Nos termos deste acordo, companhias de distribuição e de
geração de energia elétrica (como a nossa) foram recompensadas pelas perdas de receita decorrentes do
racionamento imposto pelo governo federal - seja devido ao menor volume de vendas, ou a redução nos
preços de venda de energia elétrica, ou pela compra de energia elétrica na CCEE. Esta compensação foi dada
na forma de direito de cobrar aumentos extraordinários de tarifas de energia elétrica dos consumidores, ao
longo de um período futuro (em média 74 meses), o que terminou em Março de 2008.
No entanto, o Novo Modelo do Setor Elétrico (que tem como um de seus principais propósitos garantir o
abastecimento de energia elétrica) criou leilões para o mercado regulado (Ambiente de Contratação Regulado,
ou ACR), em que é possível comprar energia elétrica proveniente de novas instalações para garantir o
suprimento de energia. Desde que o Novo Modelo do Setor foi criado, aproximadamente 47 MW de
capacidade foram colocados nestes leilões, para início de fornecimento entre 2008 e 2017.
Desse montante, um total de 5.97MW foi contratado em leilões “reserva” - ou seja, esta capacidade de energia
não está comprometida com qualquer contrato, ou a qualquer fornecimento mínimo.
133
Na estação das chuvas (novembro a março) do final de 2012 e início de 2013, a incidência de chuva foi
inferior ao esperado na região Sudeste do Brasil, e nesta situação as usinas termelétricas foram ativadas para
gerar oferta complementar para atender às necessidades de consumo de energia elétrica do sistema. Neste
período, a principal estratégia do operador da rede nacional (Operador Nacional do Sistema Elétrico, ou ONS)
foi de preservar a capacidade de armazenamento nos reservatórios das usinas hidrelétricas, para garantir o
abastecimento das necessidades de energia do sistema ao longo do todo o ano de 2013.
Isso resultou em um alto nível de despesas com a geração termelétrica e um aumento sustentado do preço do
mercado spot - que alcançou R$121.29/MWh em julho de 2013.
O período chuvoso do final de 2013 e início de 2014, na região do Sudeste, tem se mostrado bastante inferior
às médias esperadas. Isso colocou o sistema em estado de alerta desde o início de 2014, concentrando-se as
atenções em meios de manter a capacidade de suprir as necessidades de consumo do sistema. Os níveis de
armazenamento estão de novo abaixo do esperado para o período, e projeções de incidência pluviométrica e
os fluxos de água no período, são aguardados para dar uma imagem completa da necessidade de ajustes de
carga para preservar a capacidade para atender ao mercado. Neste momento, o estado é de alerta para a
necessidade de preservar essa capacidade.
Novamente no período chuvoso de 2014 e 2015, as chuvas no Sudeste foram abaixo da média histórica,
completando dois períodos chuvosos consecutivos com baixa precipitação nessa região. Uma vez que os
reservatórios encerraram 2014 com o menor nível histórico registrado, o Operador continuou a despachar
todas as termelétricas em 2015 e esperava por uma redução de carga. Em março de 2015 o governo decidiu
retirar alguns subsídios da tarifa de energia elevando-a em 50%, o que, aliado à redução da carga industrial e
ao efeito da recessão na economia, aliviou o sistema no primeiro semestre de 2015.
Durante o inverno (período seco) de 2015, o clima começou a mudar decorrente do efeito “El Niño”
(fenômeno climatológico que ocorre quando do aquecimento acima da média das águas do Oceano Pacífico).
Este fenômeno afeta as chuvas no Brasil trazendo mais precipitações ao Sul e menos ao Norte e Nordeste.
Com as chuvas do Sul superiores à média de junho a dezembro, os reservatórios encerraram 2015 com os
níveis de reservatórios melhores que os de 2014. Em 2016, ainda sob o efeito do “El Niño“, o Sudeste teve
uma média de chuva em janeiro acima da média levando a uma recuperação no reservatório do sudeste.
devido a essa melhora de condições para a geração de energia elétrica, em fevereiro de 2016 o ONS começou
a reduzir a geração termelétrica.
Taxas de Câmbio
Praticamente todas as nossas receitas e as nossas despesas operacionais são denominadas em Reais.
Entretanto, temos dívidas denominadas em moeda estrangeira. Em consequência, em períodos contábeis nos
quais há desvalorização do real frente o dólar dos Estados Unidos ou outras moedas estrangeiras nas quais
nossa dívida é denominada, nossos resultados operacionais e situação financeira são prejudicados. O ganho ou
perda cambial e o ganho ou perda de correção monetária decorrentes de variação poderão ter impacto sobre
nossos resultados operacionais em períodos de ampla oscilação do valor do real em relação ao dólar ou de
inflação alta. Temos vários contratos financeiros e de outra natureza em decorrência dos quais devemos, ou
temos direito a, valores referentes à correção monetária medida por um índice de inflação de preços do Brasil.
A Companhia possuía em 2012 contratos de swap com o fim de converter a taxa de juros original de certo
financiamento de taxa de juros calculada com base na variação do dólar dos Estados Unidos em uma taxa de
juros calculada com base na taxa do Certificado de Depósito Interbancário, ou taxa CDI. Estas operações
foram liquidadas no decurso de 2013.
134
Resultados Operacionais
Exercício findo em 31 de dezembro de 2014 comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013.
Receita operacional líquida
A receita operacional líquida aumentou 8.97%, passando de R$19.540 milhões em 2014 para R$21.292
milhões em 2015.
2015
% das receitas
operacionais
líquidas 2014
% das receitas
operacionais
líquidas
2015 ante 2014
%
(em milhões de
R$) (em milhões de
R$)
Vendas de energia elétrica a consumidores
finais ............................................................ 20,319 95.4 14,922 76.4 36.2 Receitas do fornecimento no atacado a outras
concessionárias ............................................ 2,207 10.4 2,31 11.8 (4.5)
CVA e outros componentes financeiros .......... 1,704 8.0 1,107 5.7 53.9 Receitas provenientes da utilização de
sistema de distribuição elétrica (TUSD) ...... 1,465 6.9 855 4.4 71,3
Receitas provenientes da utilização da rede de concessão de transmissão ........................ 261 1.2 557 2.9 (53.1)
Receitas de indenização de transmissão .......... 101 0.5 420 2.1 (76.2)
Receitas de construção .................................... 1,252 5.9 941 4.8 33.0 Receita de transações na CCEE ...................... 2,425 11.4 2,348 12.0 3.3
Fornecimento de gás ....................................... 1,667 7.8 422 2.2 295.0
Outras receitas operacionais ............................ 1,44 6.7 1,284 6.5 12.1 Impostos sobre as receitas e taxas
regulatórias .................................................. -11,55 (54.2) -5,626 (28.8) 105.3
Total das receitas operacionais líquidas .......... 21,292 100.0 19,54 100.0 9.0
Vendas de energia elétrica a consumidores finais
As receitas provenientes da venda de energia elétrica aos consumidores finais (excluindo o consumo próprio
da CEMIG) foram R$20.319 milhões em 2015 ou 36,17%, superando os R$14.922 milhões em 2014.
Essa variação deveu-se principalmente a:
reajuste tarifário anual com impacto médio nas tarifas dos consumidores cativos da Cemig Distribuição
de 14,76%, a partir de 8 de abril de 2014 (efeito integral em 2015);
reajuste tarifário extraordinário (RTE) para a Cemig D, que resultou num aumento médio para os
consumidores de 28,76%, aplicável a partir de março de 2015;
revisão tarifária com impacto médio nas tarifas dos consumidores cativos da Cemig Distribuição de
7,07%, a partir de 8 de abril de 2015;
135
criação, em 2015, do mecanismo de bandeira tarifária, com os seguintes valores por 100KW/h
consumido: (i) em janeiro de 2015, R$1,50 por 100KW/h para a tarifa da bandeira amarela e R$3,00 para
a de bandeira vermelha; (ii) a partir de março de 2015, R$2,50 para a bandeira amarela e R$5,50 para a
vermelha; e finalmente, (iii) a partir de setembro de 2015, R$2,50 para a bandeira amarela e R$4,50 para
a vermelha. A bandeira vermelha vigorou por todo 2015;
redução de 10,35% na quantidade de energia elétrica fornecida a consumidores finais em 2015.
Evolução do Mercado
O mercado da Cemig consiste na venda de energia para (i) consumidores cativos, na área de concessão no estado
de Minas Gerais; (ii) clientes livres no estado de Minas Gerais e em outros estados do Brasil, no Ambiente de
Contratação Livre (ACL); (iii) outros agentes do setor elétrico (comercializadores, geradores e produtores
independentes de energia), no ACL; (iv) distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e (v) a
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), eliminando-se as transações existentes entre as
empresas do grupo Cemig.
A energia comercializada pela Cemig, no ano de 2015 apresentou uma queda de 10,3% em relação ao ano de
2014.
GWh
2015 2014 Var %
Residencial ................................................................................ 9,830 10,014 (1.8)
Industrial ................................................................................... 22,969 26,026 (11.7)
Comércio, Serviços e Outros ..................................................... 6,434 6,395 0.6
Rural ......................................................................................... 3,380 3,390 (0.3)
Poder Público ............................................................................ 892 891 0.1
Iluminação Pública .................................................................... 1,326 1,298 2.2
Serviço Público ......................................................................... 1,204 1,273 (5.4)
Subtotal ..................................................................................... 46,035 49,287 (6.6)
Consumo Próprio ...................................................................... 38 37 2.7
46,073 49,324 (6.6)
Suprimento a Outras Concessionárias(1) .................................... 10,831 14,146 (23.4)
Total .......................................................................................... 56,904 63,470 (10.3)
(1) Inclui Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) e contratos bilaterais com outros agentes.
O desempenho das principais classes de consumo de energia elétrica está descrito a seguir:
Residencial: O consumo residencial em 2015 apresentou baixa de 1.84% em relação a 2014. A redução
do consumo de energia desta classe está associada, principalmente, ao aumento significativo das tarifas
cobradas do consumidor final e à aplicação das bandeiras tarifárias durante o ano. O consumo médio por
consumidor em 2015 foi de 126.5 KWh/mês, ou 3.6% abaixo do consumo em 2014 (131.2 KWh/mês) –
esta foi a primeira redução ano-a-ano em esta variável desde 2008.
Industrial: A energia consumida pelos clientes cativos e livres apresentou baixa de 11.74% em relação a
2014, decorrente basicamente da resolução de contratos no final de 2014 que não foram renovados com a
Cemig GT, e níveis mais baixos de atividade econômica em relação a 2014 – um fator que afetou
diretamente o consumo industrial de energia elétrica.
136
Comercial, Serviços e Outros: A energia consumida pelos clientes cativos e livres, na área de concessão
em Minas Gerais e fora do Estado, aumentou em 0,6% em 2015, decorrente, basicamente, de maiores
volumes faturados pela Cemig GT e suas subsidiárias integrais para clientes livres – compensada pelo
menor volume faturado aos consumidores cativos da Cemig D.
Rural: O consumo dessa classe caiu 0.31% em 2015, em decorrência da diminuição do uso de irrigação, e
o aumento do preço da energia no ano, aumentando o custo de produção de fazendeiros.
Demais Classes: o consumo das demais classes (Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e
Consumo Próprio), caiu em 1.13% no ano de 2015.
Receitas provenientes do fornecimento no atacado a outras concessionárias
A receita com energia vendida foi de R$2,207 milhões em 2015, ou 4.46% menor que 2014 (R$2,310
milhões). Esses valores refletem o volume de energia vendido a outras concessionárias, que foi 23.43% menor
do que o exercício anterior: 10.831 GWh em 2015, comparado a 14.146 GWh em 2014.
Receitas provenientes da utilização de sistema de distribuição de energia elétrica (TUSD)
Esta é a receita da cobrança da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição, ou TUSD), dos consumidores livres, para o transporte de energia vendida. Em 2015 essa receita
foi de R$1.465 milhões, 71,35% a mais que em 2014 (R $855 milhões).
O aumento decorre basicamente do acréscimo de 8,79% (efeito integral em 2015) das tarifas cobradas dos
consumidores livres, a partir de 08 de abril de 2014, e ainda, o impacto dos aumentos de 96,21% das tarifas
em 2015. Os aumentos de 2015 decorreram basicamente principalmente devido ao pass through do aumento
da quota a pagar para a Conta de Desenvolvimento energético (Conta de Desenvolvimento energético, ou
CDE) (ver nota explicativa 10). O efeito do aumento das tarifas foi parcialmente compensado pelo efeito da
menor atividade no setor industrial - que consumiu 11,74% menos eletricidade do que em 2014.
CVA e Outros Componentes Financeiros
Em função de alteração nos contratos de concessão das empresas distribuidoras de energia elétrica, a
Companhia passou a reconhecer os saldos dos custos não gerenciáveis a serem repassados no próximo
reajuste tarifário da Cemig D, o que representou uma receita de R$1.704 milhões em 2015 comparado a
R$1,107 milhões em 2014.
Receitas da utilização do sistema de transmissão em concessão
As receitas da utilização do sistema de transmissão em concessão totalizaram R$ 261 milhões em 2015.
Comparados aos R$ 557 milhões de 2014, a redução foi de 53,1%. Isto foi devido principalmente à redução
nas receitas relacionadas à conexão entre o sistema de geração e o sistema de transmissão.
Receita de Indenização de Transmissão
A receita de Indenização de Transmissão totalizou R$ 101 milhões em 2015, comparado a R$ 420 milhões em
2014, uma redução de 76,2%. A receita mais alta registrada em 2014 foi decorrente da diferença entre os
montantes contabilizados anteriormente pela Cemig relacionados aos ativos de transmissão e os valores
preliminares para as indenizações aprovados pela Aneel em relação a esses ativos. O valor registrado em 2015
representa um ajuste do valor registrado em 2014 e anos anteriores.
Receita com Transações com energia na CCEE
A receita com Transações com energia na CCEE foi de R$2.425 milhões em 2015, comparada a R$2.348
milhões em 2014, um aumento de 3,28%. Os componentes deste valor são: Volume total mais alto vendido,
7.157,641 MWh em 2015, comparado a 3.354.224 MWh em 2014; e o Preço Spot (Preço de Liquidação de
Diferenças, or PLD) no mercado de atacado foi de 58.31% mais baixo (R$287.20/MWh em 2015 e
R$688.89/MWh em 2014).
137
Receita de fornecimento de gás
A Cemig registrou receita de fornecimento de gás, totalizando R$1.667 milhões em 2015, comparado a
R$422 milhões em 2014 - um aumento de 295,02%. A variação reflete, basicamente, o fato de que os
números relativos à Gasmig começaram a ser consolidados em resultados da Cemig em outubro de 2014 (em
2014 a receita reportada corresponde a apenas 3 meses).
Receitas de construção
As receitas de construção e infraestrutura (na transmissão e distribuição) totalizaram R$1.252 milhões em
2015, comparado a R$942 milhões em 2014, um aumento de 32,91%. As receitas de construção foram
integralmente compensadas pelos custos de construção, de igual montante, e corresponde a investimentos da
Companhia em ativos da concessão no período.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais totalizaram R$ 1.440 milhão em 2015, ante R$ 1.284 milhão em 2014, um
aumento de 12,1%. Esta evolução foi devida ao aumento da receita de subsídios aplicáveis aos usuários de
serviços de distribuição, reembolsados pela Eletrobras. Esses subsídios somaram R$ 996 milhões em 2015,
ante R$ 790 milhões em 2014.
Impostos e Encargos Incidentes sobre a receita
Os impostos e encargos sobre as receitas em 2015 foram de R$11.549 milhões, ou um aumento de 105,30%
de 2014 (R$5,626 milhões). Isto se deve principalmente (i) devido ao aumento nos custos in CDE – explicado
mais detalhadamente abaixo – e também a receita líquida superior (a maioria destes encargos é calculada
simplesmente como percentagens de receitas).
A Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
Pagamentos realizados para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) são decididos pela Aneel. O
objetivo do CDE é para cobrir os custos de indenizações de concessão, subsídios tarifários, o subsídio para a
redução equilibrada de tarifa, o subsídio dos consumidores de baixa renda, o subsídio do consumo de carvão e
a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC).
Os encargos para o CDE em 2015 foram de R$2.870 milhões, comparado a R$211 milhões em 2014. Este é o
resultado do novo orçamento para o CDE em 2015, em que a Aneel aumentou a quantidade anual a ser paga
pela Cemig D, que é repassado para o consumidor no componente Encargos Setoriais das tarifas.
Este é um custo não controlável: a diferença entre os valores utilizados como referência para definição das
tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.
Encargos do consumidor - o sistema “Bandeira Tarifária”
Em 2015, com a criação do mecanismo de Bandeira tarifária, a Cemig foi responsável, no prazo de Encargos
do consumidor, um total de R$1.067 milhões decorrente do sistema de bandeira tarifária.
Custos e despesas operacionais
Os custos e despesas operacionais, excluindo a receita financeira (despesas) em 2015 foi de R$18.318
milhões, ou um aumento de 26,76% em relação a 2014 (R$14.451 milhões). Para mais informações, veja a
Nota Explicativa 25 às nossas demonstrações financeiras consolidadas.
2015 % das
receitas 2014 % das receitas
operacionais
2015 ante
2014 %
138
operacionais
liquidas
liquidas
(em milhões de
R$) (em milhões
de R$)
Energia elétrica comprada para revenda ................ (9.542) (44,8) (7.428) (38,0) 28,5
Gás comprado para revenda .................................. (1.051) (4,9) (254) (1,3) 313,8 Encargos de uso das instalações da rede de
transmissão ........................................................ (999) (4,7) (744) (3,8) 34,3
Depreciação e amortização ................................... (835) (3,9) (801) (4,1) 4,2 Pessoal .................................................................. (1.435) (6,7) (1.252) (6,4) 14,6
Participação dos empregados e administradores
nos lucros .......................................................... (137) (0,6) (249) (1,3) (45,0) Serviços de terceiros ............................................. (899) (4,2) (953) (4,9) (5,7)
Obrigações de aposentadoria ................................. (156) (0,7) (212) (1,1) (26,4) Materiais ............................................................... (154) (0,7) (381) (1,9) (59,6)
Provisões para prejuízos operacionais ................... (1.402) (6,5) (581) (3,0) 141,3
Custos de construção............................................. (1.252) (5,9) (942) (4,8) 32,9
Outras despesas operacionais, líquidas.................. (455) (2,1) (654) (3,3) (30,4)
Total das despesas e custos operacionais .............. (18.317) (86,0) (14.451) (74,0) 26,8
As principais variações nas Despesas estão descritas a seguir:
A energia elétrica comprada para revenda em 2015 foi R$9.542 milhões comparado a R$7.428 milhões em
2014 – um aumento de 28,46%. Esta variação se deu pelos seguintes fatores:
Despesa com energia elétrica adquirida por meio de leilões, 22,70% mais elevadas, totalizando R$3.978
milhões em 2015, comparado a R$3.242 milhões em 2014, decorrente principalmente dos contratos de
disponibilidade, devido às despesas de combustível para a geração por usinas térmicas.
Aumento de 108,92% na despesa com energia proveniente de Itaipu Binacional, indexada ao Dólar, que
foi de R$1.734 milhões no exercício de 2015, comparada a R$830 milhões no exercício de 2014. Isso
retrata tanto o aumento da tarifa em dólares – de US$26.05/kW-mês em 2014, a US$38.07/kW-mês a
partir de janeiro 2015, mas também a desvalorização do Real frente ao Dólar em 2015, comparado a 2014.
O Dólar médio relativo às faturas no exercício de 2015 foi de R$3.38, em comparação a R$2.35 do
exercício de 2014, o que representou uma variação de 43,83%;
Aumento de R$2.762 milhões da despesa na compra de energia no mercado livre em 2015, em relação a
R$1.762 milhões em 2014. Essa diferença decorre da maior atividade de comercialização de energia
comprada para revenda pela Cemig GT, um aumento de 48,10% em 2015 (15.273.685 MWh), em
comparação a 2014 (10.313.226 MWh) - refletindo a capacidade de geração de energia, com o término
das concessões de algumas plantas.
O custo de aquisição de oferta no mercado local foi inferior em 25,97% - em R$935 milhões em 2015,
comparados a R$1.263 milhões em 2014) - refletindo o menor custo de energia no mercado de atacado
em 2015.
Os Encargos de Uso da Rede de Transmissão totalizaram R$999 milhões em 2015, comparados a R$744
milhões em 2014, representando um aumento de 34,27%.
Esta despesa refere-se aos encargos devidos, pelos agentes de Distribuição e Geração de energia elétrica, em
face da utilização das Instalações, componentes da rede básica, sendo os valores a serem pagos pela
Companhia definidos por meio de Resolução pela ANEEL.
Este é um Custo não controlável, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para
definição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.
As Provisões para perdas operacionais foram de R$1.402 milhões em 2015, comparadas a R$581 milhões em
2014, um aumento de 141,14%. Esta variação decorre, principalmente, de provisão para perdas sendo
R$1.079 milhões decorrentes das opções de vendas das ações da Parati e R$119 milhões decorrentes de
contrato de outorga de opção de venda de cotas da SAAG, que mantém investimento em Madeira Energia,
139
assinado entre Cemig GT e entidades de previdência complementar. Mais detalhes vide Nota Explicativa nº
14.
A despesa com Pessoal foi de R$1.435 milhões em 2015 comparada a R$1.252 milhões em 2014,
representando um aumento de 14,62%. Este aumento decorre, principalmente, de:
Os aumentos salariais, no âmbito do Acordo Coletivo, de 6,34%, que entrou em vigor em novembro de
2014 (efeito integral em 2015).
Os aumentos salariais de 3% a partir de março de 2015, como resultado da negociação colectiva
decididos pelos tribunais a pedido de organizações que representam os funcionários.
Os aumentos salariais, no âmbito do Acordo Coletivo, de 10,33%, a partir de Novembro de 2015.
Expenses on raw materials and inputs for production of electricity in 2015 totaled R$84 million, compared to
R$282 million in 2014 – a reduction of 70.21%. This basically reflects lower acquisition of fuel oil in 2015
for burning by the Igarapé thermal plant, because that plant was shut down during the year for maintenance
and installation of new equipment.
As despesas com matérias-primas e insumos para produção de energia elétrica em 2015 totalizou R$84
milhões, comparado a R$282 milhões em 2014 - uma redução de 70,21%. Isso reflete basicamente menor
aquisição de óleo combustível em 2015 para queimar pela usina térmica de Igarapé, porque essa planta foi
desligada durante o ano para manutenção e instalação de novos equipamentos.
Os Custos de Construção de Infraestrutura foram de R$1.252 milhões no exercício de 2012 comparados a
R$942 milhões no período de 2014, um aumento de 32,91%. Este custo é integralmente compensado pela
Receita de Construção, no mesmo valor, e corresponde ao investimento da Companhia no período em ativos
da concessão.
Os serviços terceirizados totalizaram R$ 899 milhões em 2015, ante R$ 953 milhões em 2014, uma queda de
5,7%. Isso foi principalmente devido a uma redução de R$ 62 milhões em serviços terceirizados relacionados
a coleta e leitura de contadores do negócio de distribuição.
As participações nos lucros referentes aos empregados e gestores totalizaram R$ 137 milhões em 2015, ante
R$ 249 milhões em 2014, uma queda de 45,0%. Isso se deve principalmente à redução do lucro líquido da
Cemig em 2015 em relação a 2014, uma vez que este é o principal determinante da participação nos lucros e
resultados.
Em 2015, os registros da empresa e despesas de R$1.051 milhões na aquisição de gás comparou a uma
despesa de R$254 milhões em 2014 - um aumento de 313,78%, explicado pelo fato de que os números
relativos à Gasmig começaram a ser consolidados nos resultados da Cemig em outubro 2014 (em 2014, a
receita reportada corresponde a apenas 3 meses).
140
Resultados de valor justo na operação societária
Em 2015 a Companhia registrou um ganho de R$729 milhões referentes à avaliação ao valor justo dos ativos
da Aliança Geração de Energia. Isto é descrito em mais detalhe na nota 14.
Ganho(perda) de equivalência patrimonial em filiais
Em 2015, Cemig registrou um ganho líquido pelo método de equivalência patrimonial de R$393 milhões, o
que compara com um prejuízo líquido de R$210 milhões em 2014. Isto é principalmente devido à Madeira
Energia SA. Em 2015, Madeira Energia apurou um prejuízo de R$2 milhões, comparado a um prejuízo de
R$388 milhões em 2014. Em 2015, como resultado da investigação interna da Eletrobras, a Cemig registrou
uma perda de R$ 23 milhões nos ganhos de investidas não consolidadas da Aliança Norte, Amazônia Energia
e Light, por sua participação na Amazônia Energia. Esta variação deve-se principalmente a uma perda
específica registada pela Madeira no ano anterior relacionada com a construção e também a perdas nas
operações de eletricidade na investida.
Despesas Financeiras Líquidas
O resultado em 2015 foi uma Despesa Financeira Líquida de R$735 milhões comparada a uma Despesa
Financeira Líquida de R$1.101 milhões em 2014. Os principais fatores que impactaram o Resultado
Financeiro estão relacionados a seguir:
Reconhecimento, a partir de 2015, da variação cambial e variação monetária sobre os saldos da CVA e os
elementos de Outros Componentes Financeiros de reajustes tarifários, o que representa um aumento na
receita financeira de R$68 milhões em 2015.
Um ganho maior na atualização de ativos financeiros na Base de Remuneração Regulatória (BRR): isto
representou R$606 milhões em 2015, comparados a R$58 milhões em 2014. Isto refletiu em:
alteração do indexador utilizado. Em novembro de 2015, Aneel ordenou uma alteração do indexador
da BRR, do índice de inflação IGP-M para o IPCA. Tal mudança gerou um ajuste de atualização
retroativo a janeiro de 2013. O efeito dessa mudança na receita financeira registrou em dezembro de
2015 R$143 milhões.
maior variação no presente indexador da BRR - IPCA - que foi 10,67% em 2015, em comparação
com a variação de 3,69% no índice IGP-M em 2014.
Em junho de 2014 houve uma inversão da atualização monetária do BRR, totalizando R$110
milhões, devido à homologação final definitiva do valor da BRR da Cemig D.
Reconhecimento de atualização monetária sobre depósitos vinculados a processos judiciais,
representando um ganho de receita financeira de R$212 milhões em 2015.
Maiores despesas de variação cambial sobre empréstimos e financiamentos, e Itaipu Binacional, que
totalizou R$172 milhões em 2015, comparados a R$26 milhões em 2014. Isto reflete, principalmente, os
efeitos sobre a Cemig D da maior variação do dólar americano em 2015 (47,01% em relação a 2015, em
comparação com 13,39% em 2014);
Os encargos de empréstimos e financiamentos 48,87% maior em R$1.386 milhões, comparado a R$931
milhões em 2014. Este resultado decorre principalmente aumento da dívida indexada ao CDI; e também o
aumento da taxa CDI, em 2015 - o que representa 13,23% no ano, em comparação com 10,81% em 2014;
Despesa de variação monetária de empréstimos e financiamentos 42,80% superior, totalizando R$387
milhões em 2015, comparado a R$271 milhões em 2014. Isto é principalmente o efeito da maior variação
do IPCA no período (10,67% em 2015, em comparação com 6,41% em 2014).
141
Receita de aplicações financeiras 15,77% menor, R$251 milhões em 2015 comparado a R$298 milhões
em 2014 - devido a uma menor quantidade de dinheiro investido em 2015.
Consulte os Encargos Financeiros Líquidos e composição de rendimentos na Nota 26 às nossas
demonstrações financeiras consolidadas.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Em 2015, a despesa com imposto de renda e contribuição social totalizou R$893 milhões em relação ao lucro
antes de impostos de R$3.362 milhões, uma taxa efetiva de 26,56%.
Em 2014, a despesa com imposto de renda e da contribuição social totalizaram R$1.343 milhões, no lucro
antes de impostos de R$4.479 milhões, uma taxa efetiva de 29,98%. Há uma reconciliação dessas taxas
efetivas com as alíquotas nominais na nota 10.
Exercício findo em 31 de dezembro de 2014 comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013
Receita operacional líquida
A receita operacional líquida aumentou 33,6%, passando de R$14.627 milhões em 2013 para R$19.540
milhões em 2014.
2014
% das receitas
operacionais
liquidas 2013
% das
receitas
operacionais
liquidas
2014 ante
2013 %
(em milhões
de R$)
(em milhões
de R$)
Vendas de energia elétrica a consumidores finais ............... 14.922 76,4 12.597 86,1 18,5 Receitas do fornecimento no atacado a outras
concessionárias e PROINFA ........................................... 2.310 11,8 2.144 14,7 7,7
CVA e outros componentes financeiros .............................. 1.107 5,7 – – – Receitas provenientes da utilização de sistema de
distribuição elétrica (TUSD) ........................................... 855 4,4 1.008 6,9 (15,2)
Receitas provenientes da utilização da rede de concessão de transmissão ................................................................. 557 2,9 404 2,8 37,9
Receitas de indenização de transmissão .............................. 420 2,1 21 0,1 1.900,9
Receitas de construção ........................................................ 941 4,8 975 6,7 (3,4) Receita de transações na CCEE .......................................... 2.348 12,0 1.193 8,2 96,8
Outras receitas operacionais ................................................ 1.706 8,7 1.047 7,2 62,8
Impostos sobre as receitas e taxas regulatórias.................... (5.626) (28,8) (4.762) (32,6) 18,1 Total das receitas operacionais líquidas .............................. 19.540 100,0 14.627 100,0 33,6
Vendas de energia elétrica a consumidores finais
As receitas provenientes da venda de energia elétrica aos consumidores finais (excluindo o consumo próprio
da CEMIG) aumentaram R$2.325 milhões ou 18,5%, passando de R$12.597 milhões em 2013 para R$14.922
milhões em 2014.
Essa variação deveu-se principalmente a:
reajuste tarifário anual com impacto médio nas tarifas dos consumidores cativos da Cemig Distribuição
de 2,99%, a partir de 8 de abril de 2013 (efeito integral em 2014);
revisão tarifária com impacto médio nas tarifas dos consumidores cativos da Cemig Distribuição de
14,76%, a partir de 8 de abril de 2014;
aumento de 8,66% na quantidade de energia elétrica fornecida a consumidores finais em 2014.
142
Evolução do Mercado
O mercado da Cemig consiste na venda de energia para (i) consumidores cativos, na área de concessão no
estado de Minas Gerais; (ii) clientes livres no estado de Minas Gerais e em outros estados do Brasil, no
Ambiente de Contratação Livre (ACL); (iii) outros agentes do setor elétrico (comercializadores, geradores e
produtores independentes de energia), no ACL; (iv) distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulada
(ACR) e (v) a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), eliminando-se as transações
existentes entre as empresas do grupo Cemig.
A energia comercializada pela Cemig, no ano de 2014, apresentou um acréscimo de 3,2% em relação ao ano
de 2013.
GWh
2014 2013 Var %
Residencial ................................................................................ 10.014 9.473 5,7
Industrial ................................................................................... 26.026 23.452 11,0
Comercial, Serviços e Outros .................................................... 6.395 6.036 5,9
Rural ......................................................................................... 3.390 3.028 12,0
Poder Público ............................................................................ 891 861 3,5
Iluminação Pública .................................................................... 1.298 1.267 2,4
Serviço Público ......................................................................... 1.273 1.242 2,5
Subtotal ..................................................................................... 49.287 45.359 8,7
Consumo Próprio ...................................................................... 37 35 5,7
49.324 45.394 8,7
Suprimento a Outras Concessionárias(*) .................................... 14.146 16.127 (12,3)
Total .......................................................................................... 63.470 61.521 3,2
(*) Inclui Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) e contratos bilaterais com outros agentes;
O desempenho das principais classes de consumo de energia elétrica está descrito a seguir:
Residencial: O consumo residencial apresentou crescimento de 5,7% em relação a 2013. O aumento de
consumo de energia desta classe está associado, principalmente, à ligação de novas unidades consumidoras,
temperaturas mais elevadas no ano com uma maior utilização de aparelhos de ar condicionado e ventiladores
nas residências, e aumento de 2,2% no consumo médio mensal por consumidor, atingindo 131,2 kWh/mês, o
maior valor desde o ano de 2001.
Industrial: A energia consumida pelos clientes cativos e livres apresentou um aumento de 11,0% em relação a
2013, decorrente basicamente do crescimento de 13,7% no volume de energia faturada pela Cemig GT para os
clientes livres em função da incorporação de novos clientes na carteira e redirecionamento da energia
disponível com o término, em dezembro de 2013, de contratos celebrados no ACR para o mercado livre;
Comercial: A energia consumida pelos clientes cativos e livres, na área de concessão em Minas Gerais e fora
do Estado, aumentou 5,9%, decorrente, basicamente, da ligação de novas unidades consumidoras e ao
incremento de consumo, principalmente de ar condicionado em decorrência da alta da temperatura em 2014.
Rural: O consumo dessa classe cresceu 12,0%, em decorrência do aumento na demanda de energia para
irrigação, em função das condições climáticas atípicas ao longo do ano de 2014, com menores chuvas e
temperatura mais elevada.
Demais classes: As demais classes (Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo
Próprio),cresceram 2,8% no ano de 2014.
143
Receitas provenientes do fornecimento no atacado a outras concessionárias and Proinfa
A receita com energia vendida foi R$2.310 milhões em 2014, comparada a R$2.144 milhões em 2013, o que
representou um aumento de R$166 milhões ou 7,7%.
Apesar da redução de 12,3% na quantidade de energia vendida a outras concessionárias, que foi de
14.146.109 GWh em 2014, comparada a 16.127.376 GWh em 2013, o aumento na receita foi justificado pelo
aumento de 20,7% no preço médio de venda da energia, que foi de R$159,16 por MWh no exercício de 2014
em comparação a R$132,94 por MWh em 2013.
O aumento no preço médio decorre substancialmente da redução de oferta de energia em 2014, consequência
do baixo nível dos reservatórios.
Receitas provenientes da utilização de sistema de distribuição de energia elétrica (TUSD)
Refere-se à Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), advinda dos encargos cobrados dos
consumidores livres sobre a energia vendida. Em 2014, a receita foi de R$855 milhões, comparada a R$1.008
milhões em 2013, uma redução de 15,18%. Essa variação decorre, basicamente, dos impactos na Cemig
Distribuição, como: (a) desaquecimento das atividades do setor industrial no período cujo impacto foi uma
redução de 10,3% no volume de energia transportada; (b) impacto tarifário nos consumidores livre s a partir
de 08 de abril de 2013 com redução de 33,2%, compensado parcialmente pelo reajuste de 8,8% em 08 de abril
de 2014.
CVA e Outros Componentes Financeiros
Em função de alteração nos contratos de concessão das empresas distribuidoras de energia elétrica, a
Companhia passou a reconhecer os saldos dos custos não gerenciáveis a serem repassados no próximo
reajuste tarifário da Cemig D, o que representou uma receita de R$1.107 milhões em 2014. Vide maiores
informações na nota explicativa nº 13 das Demonstrações Financeiras.
Receita com Transações com energia na CCEE
A receita com Transações com energia na CCEE foi de R$2.348 milhões em 2014 comparada a R$1.193
milhões em 2013, um aumento de 96,8%. Este resultado decorre, principalmente, de uma maior
disponibilidade de energia para liquidação na CCEE no período, decorrente, principalmente, da energia
migrada dos consumidores livres e do excedente de energia advinda dos contratos por disponibilidade,
associada a alta de 161,88% verificada no valor médio do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD,
resultante do baixo nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas em 2014 (R$688,89/MWh em 2014 e
R$263,06/MWh em 2013).
Receita de Indenização de Transmissão
A receita de Indenização de Transmissão totalizou R$ 101 milhões em 2015, comparado a R$ 420 milhões em
2014, uma redução de 76,2%. A receita mais alta registrada em 2014 foi decorrente da diferença entre os
montantes contabilizados anteriormente pela Cemig relacionados aos ativos de transmissão e os valores
preliminares para as indenizações aprovados pela Aneel em relação a esses ativos. O valor registrado em 2015
representa um ajuste do valor registrado em 2014 e anos anteriores.
Receitas de construção
As receitas de construção reduziram R$34 milhões, passando de R$975 milhões em 2013 para R$941 milhões
em 2014, devido a um menor investimento em ativos de concessões. Essas receitas representam os
investimentos nos ativos da concessão. Veja a Nota Explicativa 26 às nossas demonstrações financeiras
consolidadas.
144
Outras receitas operacionais
As outras receitas operacionais aumentaram R$659 milhões, ou 62,9%, de R$1.407 milhões em 2013 para R$1.706 milhões em 2014. Nossas outras receitas operacionais são:
2014 2013
(em milhões de reais)
Fornecimento de Gás ...................................................... 422 –
Serviço Taxado ............................................................... 11 10
Serviço de Telecomunicações ......................................... 135 127
Serviços prestados ........................................................... 118 122
Subvenções(*) .................................................................. 790 673
Aluguel e Arrendamento ................................................. 81 57
Outras .............................................................................. 149 58
Total ................................................................................ 1.706 1.047
(*) Receita reconhecida em decorrência dos subsídios incidentes nas tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica,
que são reembolsados pela Eletrobrás.
Esta variação foi ocasionada, principalmente, pela receita com fornecimento de gás no montante de R$422
milhões, decorrente da consolidação da GASMIG, a partir de Outubro de 2014.
Impostos e Encargos Incidentes sobre a receita
Os impostos incidentes sobre a receita operacional foram de R$5.626 milhões em 2014 comparados a
R$4.762 milhões em 2013, representando um aumento de 18,1%. Este resultado decorre, principalmente, das
variações ocorridas na Receita.
Custos e despesas operacionais
Os Custos e Despesas Operacionais, excluindo Resultado Financeiro, representaram em 2014 o montante de
R$14.451 milhões comparados a R$11.231 milhões em 2013, um aumento de 28,6%. Mais informações sobre
a composição dos Custos e Despesas Operacionais estão disponíveis na Nota Explicativa nº 25 das
Demonstrações Financeiras.
2014
% das receitas
operacionais
liquidas 2013
% das receitas
operacionais
liquidas
2014 ante
2013 %
(em milhões
de R$)
(em milhões
de R$)
Energia elétrica comprada para revenda ................................ -7.428 (38,0) -5.207 (35,6) 42,7 Gás comprado para revenda .................................................. -254 – – – –
Encargos de uso das instalações da rede de transmissão .............. -744 (3,8) -575 (3,9) 29,4
Depreciação e amortização ................................................... -801 (4,1) -824 (5,6) (2,8) Pessoal .................................................................................. -1.252 (6,4) (1.284) (8,8) (2,5)
Participação dos empregados e administradores nos lucros .. -249 (1,3) (221) (1,5) 12,7 Serviços de terceiros ............................................................. -953 (4,9) -917 (6,3) 3,9
Obrigações de aposentadoria ................................................. -212 (1,1) -176 (1,2) 20,5
Materiais ............................................................................... -381 (1,9) -123 (0,8) 209,8 Royalties pelo uso de recursos hídricos................................. -127 (0,6) -131 (0,9) 3,1
Provisões para prejuízos operacionais ................................... -581 (3,0) -305 (2,1) 90,5
Custos de construção............................................................. -942 (4,8) -975 (6,7) 3,4
Outras despesas operacionais, líquidas.................................. -527 (2,7) -493 (3,4) 6,5
Total das despesas e custos operacionais .............................. -14.451 (74,0) -11.231 (76,8) 28,7
145
As principais variações nas Despesas estão descritas a seguir:
A despesa com Energia Elétrica Comprada para Revenda foi de R$7.428 milhões em 2014 comparada a
R$5.207 milhões em 2013, representando um aumento de 42,7%. Os principais impactos decorrem dos
seguintes fatores:
Maior volume de compra de energia no ambiente livre em 2014, uma variação de R$477 milhões, em função
da maior atividade de comercialização, associado ao maior preço da energia em 2014 em função do baixo
nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas;
Exposição involuntária em 2014 da Cemig Distribuição ao mercado de curto prazo de energia aliado ao
aumento do preço da energia em função do baixo nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Dessa
forma, a Companhia teve uma despesa nesse mercado de R$1.263 milhões em 2014 na comparação com
R$304 milhões em 2013;
Redução de 18,3% na despesa com energia proveniente de Itaipu Binacional, indexada ao Dólar, que foi de
R$830 milhões no exercício de 2014, comparados a R$1.016 milhões no exercício de 2013, em decorrência,
basicamente, da redução de 28,7% na quantidade de energia comprada sendo 6.254.980 MWh em 2014
comparados a 8.777.227 MWh em 2013. O efeito desta redução na quantidade foi parcialmente compensado
pela valorização do Dólar frente ao Real em 2014 comparado ao mesmo período do ano anterior. O Dólar
médio relativo às faturas de 2014 foi de R$2,4, em comparação a R$2,16 de 2013, o que representou uma
variação de 8,8%.
Os Encargos de Uso da Rede de Transmissão totalizaram R$744 milhões em 2014, comparados a R$575
milhões em 2013, representando um aumento de 29,4%. Esta despesa refere-se aos encargos devidos, pelos
agentes de Distribuição e Geração de energia elétrica, em face da utilização das Instalações, componentes da
rede básica, sendo os valores a serem pagos pela Companhia definidos por meio de Resolução pela ANEEL.
Este é um Custo não controlável, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para
definição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.
As Provisões Operacionais foram de R$581 milhões em 2014, comparadas a R$305 milhões em 2013, um
aumento de 90,5%. Esta variação decorre, principalmente, dos seguintes fatores:
constituição de R$195 milhões em 2014, de provisão para perdas sendo R$166 milhões decorrentes das
opções de vendas das ações da Parati e R$29 milhões decorrentes de contrato de outorga de opção de
venda de cotas da SAAG, que mantém investimento em Madeira Energia, assinado entre Cemig GT e
entidades de previdência complementar. Mais detalhes vide Nota Explicativa nº 14.
Acréscimo nas provisões trabalhistas em 2014 de R$71 milhões na comparação com o ano anterior
(R$242 milhões em 2014 comparados a R$171 milhões em 2013). Este aumento decorre basicamente da
provisão em 2014 de R$127 milhões em decorrência do aumento de 3% de aumento real aos empregados
em função de dissídio coletivo ajuizado por entidades representativas dos empregados. Mais detalhes
vide Nota explicativa Nº 22.
A despesa com Pessoal foi de R$1.252 milhões em 2014 comparada a R$1.284 milhões em 2013,
representando uma redução de 2,5%. Esta redução decorre, principalmente, do fato que em 2013 a despesa foi
impactada de forma extraordinária pelos custos com o Programa de Incentivo ao Desligamento (PID), no
montante de R$78 milhões.
As despesas com Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia foram de R$282 milhões em 2014
comparados a R$56 milhões em 2013, aumento de 403,6%. Este resultado decorre da necessidade de
aquisição, em 2014, de maior quantidade de óleo combustível para a Usina Termelétrica de Igarapé, acionada
com maior intensidade neste ano em função do baixo nível de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas.
Os Custos de Construção de Infraestrutura foram de R$942 milhões no exercício de 2014 comparados a R$975
milhões do período 2013, uma redução de 3,38%. Este custo é integralmente compensado pela Receita de Construção,
no mesmo valor, e corresponde ao investimento da Companhia no período em ativos da concessão.
146
Receitas financeiras (despesas) líquidas
O resultado em 2014 foi uma Despesa Financeira Líquida de R$1.101 milhões comparada a uma Despesa
Financeira Líquida de R$309 milhões em 2013. Os principais fatores que impactaram o Resultado Financeiro
estão relacionados a seguir:
Em 2013, a Cemig teve um ganho de R$313 milhões, reconhecido no resultado financeiro, sendo R$81
milhões como reversão de PASEP e COFINS e R$232 milhões como receita de variação monetária. Esse
resultado decorreu de discussão judicial sobre a ilegalidade da ampliação da base de cálculo da Contribuição
ao PASEP e COFINS sobre a Receita Financeira e Outras Receitas não Operacionais, referente o período de
1999 a janeiro de 2004.
Aumento de 33,38% nos Encargos de Empréstimos e Financiamentos, R$931 milhões em 2014 comparados a
R$698 milhões em 2013, decorrente do maior volume de recursos em 2014 indexados à variação do CDI e
também da maior variação do índice (10,81% em 2014 e 8,05% em 2013);
Reconhecimento de uma despesa financeira de R$239 milhões em 2014, decorrente de atualização monetária
complementar, apurada pela diferença entre a taxa Selic e IGP-M, aplicada sobre o valor de Adiantamento
para Futuro Aumento de Capital (AFAC) feito pelo Governo do Estado em exercícios anteriores. Mais
detalhes vide Nota Explicativa nº 22.
Vide a composição das Receitas e Despesas Financeiras na Nota Explicativa nº 26 das Demonstrações
Financeiras.
Despesa de imposto de renda e contribuição social
Em 2014, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$1.342 milhões em relação ao Resultado de R$4.479 milhões antes dos efeitos fiscais, representando uma alíquota efetiva de 30,0%. A Companhia apurou em 2013 despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$950 milhões em relação ao Resultado de R$4.054 milhões, antes dos efeitos fiscais, representando uma alíquota efetiva de 23,4%. Estas alíquotas efetivas de impostos estão conciliadas com as taxas nominais na Nota Explicativa nº 10 das Demonstrações Financeiras.
Liquidez e Recursos de Capital
Nosso negócio é de capital intensivo. Historicamente, temos necessidade de capital para financiamento da construção de novas instalações de geração e da expansão e modernização das instalações de geração, transmissão e distribuição existentes.
Nossas exigências de liquidez também são afetadas por nossa política de dividendos. Financiamos nossa liquidez e necessidades de capital principalmente com caixa gerado por operações e, em menor escala, com fundos provenientes de financiamento.
Em 31 de dezembro de 2015, o passivo circulante consolidado da Companhia ultrapassou o seu ativo circulante consolidado por R$3.697 milhões. A razão para esta deficiência de capital de giro foi, principalmente, novos financiamentos com vencimentos de curto prazo para o Programa de Investimentos da Companhia, e transferência de debêntures de longo prazo para o curto prazo, associadas à provisão para dividendos e juros sobre capital próprio no montante de R$1.256 milhões em dezembro de 2015 e a perda em opções de venda no valor de R$1.245 milhões.
147
A Administração monitora o fluxo de caixa da Companhia, e para esse efeito avalia medidas para ajustar a situação atual de seus ativos e passivos financeiros para os níveis considerados adequados para satisfazer as suas necessidades. Neste caso específico, estão em curso negociações com as instituições financeiras para estender dívida vincenda em 2016, para prazos de vencimento de longo prazo.
Em Dezembro 31, 2015, nem o nosso caixa, nem nossos equivalentes a caixa foram mantidos em outras
moedas que não o real.
O caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro de 2015 totalizaram R$925 milhões, em comparação com
R$887 milhões em 31 de dezembro de 2014. As razões para esta variação são apresentadas a seguir:
Caixa e Equivalentes de Caixa
Em Dezembro 31, 2015, nem o nosso caixa, nem nossos equivalentes a caixa foram mantidos em outras moedas que não o real.
O caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro de 2015 totalizaram R$925 milhões, em comparação com R$887 milhões em 31 de dezembro de 2014. As razões para esta variação são apresentadas a seguir:
Fluxo de Caixa Proveniente de Atividades Operacionais
O caixa líquido gerado por atividades operacionais em 2015 e 2014 totalizou R$3.007 milhões e R$3.734 milhões, respectivamente. A redução no caixa gerado por atividades operacionais em 2015 em comparação com 2014 deveu-se, principalmente, à redução do lucro líquido do exercício em 2013, após ajuste dos itens que não afetam o caixa. O lucro líquido ajustado pelos itens que não afetaram o fluxo de caixa em 2015 foi de R$3.998 milhões, ou 29,15% inferior ao valor de R$5.643 milhões para 2014.
Fluxo de Caixa Utilizado em Atividades de Investimento
O caixa líquido consumido nas atividades de investimento em 2015 totalizou R$3.217 milhões, comparado a um caixa líquido gerado nas atividades de investimento em 2014 de R$4.299 milhões. Esta variação decorre, principalmente, das aquisições de participações societárias em 2014, com destaque para Renova, Madeira Energia e Gasmig. Mais detalhes na Nota Explicativa nº 1 4.
Fluxo de Caixa Utilizado em Atividades de Financiamento
O fluxo de caixa consumido nas atividades de financiamento durante 2015 totalizou R$247 milhões, e foi composto pela amortização de R$4.696 milhões de financiamentos, pagamento de R$796 milhões em dividendos e juros sobre o capital próprio, compensado pelos recursos de financiamentos no montante de R$5.739 milhões.
O fluxo de caixa consumido nas atividades de financiamento durante 2014 totalizou R$750 milhões, e foi composto pela amortização de R$1.394 milhões de financiamentos, pagamento de R$3.917 milhões em dividendos e juros sobre o capital próprio, parcialmente compensado pelos recursos de financiamentos no montante de R$4.562 milhões.
Endividamento
Nosso endividamento proveniente de empréstimos, financiamentos e debêntures a partir de 31 de dezembro de 2015 totalizou R$15.167 milhões, incluindo R$6.300 milhões de dívida classificada como passivo circulante e R$8.867 milhões da dívida classificada como passivo não circulante. Tal montante é comparável ao nosso endividamento proveniente de empréstimos, financiamentos e debêntures, em 31 de dezembro de 2014, de R$13.509 milhões, incluindo R$5.291 milhões de dívida de curto prazo e R$8.218 milhões de dívida de longo prazo. De nossa dívida de longo prazo, a partir de 31 de dezembro de 2015, R$47 milhões estavam denominados em moedas estrangeiras (dos quais 33 milhões em dólares dos Estados Unidos e 14 milhões em Euro) e R$8.828 milhões estavam denominados em reais. Veja Nota Explicativa 19 às nossas demonstrações financeiras consolidadas.
148
Nosso endividamento proveniente de empréstimos, financiamentos e debêntures em 31 de dezembro de 2014 totalizou R$13.509 milhões, incluindo R$5.291 milhões de dívida classificada como passivo circulante e R$8.218 milhões da dívida classificada como passivo não circulante. Tal montante é comparável ao nosso endividamento proveniente de empréstimos, financiamentos e debêntures, em 31 de dezembro de 2013, de R$9.457 milhões, incluindo R$2.238 milhões de dívida de curto prazo e R$7.219 milhões de dívida de longo prazo. De nossa dívida de longo prazo, em 31 de dezembro de 2014, R$39 milhões estavam denominados em moedas estrangeiras (dos quais R$25 milhões em dólares dos Estados Unidos) e R$13.470 milhões estavam denominados em reais. Veja Nota Explicativa 19 às nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Nossos principais contratos financeiros, em base consolidada, em 31 de dezembro de 2015, são apresentados
na tabela a seguir:
Valores em milhares de reais:
Vencimento
Principal Encargos Financeiros Anuais (%) Moedas
Total
consolidado
em 31/12/2015
FINANCIADORES
Moeda Estrangeira
Banco do Brasil S.A. – Bônus Diversos(1) ......................... 2024 Diversas US$ 33
KFW ................................................................................. 2016 450 EURO 3
KFW ................................................................................. 2024 1,78 EURO 11
Dívida em moeda estrangeira ............................................ 47
Moeda Nacional
Banco do Brasil ................................................................ 2017 108,33% do CDI R$ 144
Banco do Brasil ................................................................ 2017 108,00% do CDI R$ 433
Banco do Brasil ................................................................ 2016 104,10% do CDI R$ 925
Banco do Brasil ................................................................ 2016 104,25% do CDI R$ 804
Banco do Brasil ................................................................ 2017 111,00% do CDI R$ 100
Banco do Brasil ................................................................ 2020 114,00% do CDI R$ 499
BNDES ............................................................................. 2026 TJLP+2,34 R$ 81
BNDES ............................................................................. 2026 TJLP+2,48 R$ 11
CEF .................................................................................. 2018 119.00% do CDI R$ 201
Eletrobrás ......................................................................... 2023 UFIR. RGR + 6.00 a 8.00 R$ 185
Grandes Consumidores ..................................................... 2018 Diversas R$ 8
Finep ................................................................................ 2018 TJLP + 5 e TJLP + 2.5 R$ 9
Nota Promissória - 8a Emissão(3) ....................................... 2016 111.70 do CDI R$ 1.889
Nota Promissória - 6a Emissão(2) ....................................... 2016 120.00 do CDI R$ 1.441
BASA ............................................................................... 2018 CDI+1,9 R$ 121
Nota Promissória - Ia Emissão(4)........................................ 2015 110,40% do CDI R$ 23
Dívida em Moeda Nacional .............................................. 6.874
Total de Empréstimos e Financiamento ............................ 6.921
Debêntures, 2a Emissão(3).................................................. 2017 IPCA + 7,96 R$ 441
Debêntures - 2a Emissão, 2a Série(2) .................................. 2017 CDI + 0,90 R$ 540
Debêntures - 3a Emissão, 3a Série(2) .................................. 2022 IPCA + 6,20 R$ 923
Debêntures - 3a Emissão, 2a Série(2) .................................. 2019 IPCA + 6,00 R$ 275
Debêntures - 3a Emissão, 2a Série(3) .................................. 2021 IPCA + 4,70 R$ 1.403
Debêntures - 3a Emissão, 3a Série(3) .................................. 2025 IPCA+ 5,10 R$ 839
Debêntures - 3a Emissão, 1a Série(3) .................................. 2018 CDI + 0,69 R$ 462
Debêntures ........................................................................ 2018 CDI+1,60 R$ 1.037
Debêntures ........................................................................ 2020 IPCA+8,07 R$ 29
Debêntures - 4a Emissão, 2a Série(2) .................................. 2016 CDI +0,85 R$ 501
Debêntures - 5a Emissão, 1a Série(2) .................................. 2018 CDI + 1,70 R$ 1.412
Debêntures(5) ..................................................................... 2016 TJLP+3,12 R$ 41
Debêntures(5) ..................................................................... 2018 CDI + 1,60 R$ 103
Debêntures(5) ..................................................................... 2018 CDI+0,74 R$ 100
Debêntures(5) ..................................................................... 2022 TJLP+7,82(75%) e Selic +1.82 (25%) R$ 125
CEMIG TELECOM - 1a Emissão, 1a Série(4) .................... 2018 TJLP+3,62 R$ 8
CEMIG TELECOM - 1a Emissão, 2a Série(4) .................... 2018 TJLP+4,32 R$ 3
CEMIG TELECOM - 1a Emissão, 3a Série(4) .................... 2018 TJLP+1,72 R$ 2
CEMIG TELECOM - 1a Emissão, 4a Série(4) .................... 2018 TJLP+3,62 R$ 2
Total de Debêntures .......................................................... 8.246
Total Geral Consolidado ................................................... 15.167
(1) As taxas de juros variam: 2,00% a 8,00 % ao ano; Libor semestral mais spread de 0,81% a 0,88 % ao ano; (2) Cemig Geração e Transmissão. (3) Cemig Distribuição. (4) Cemig Telecom. (5) Gasmig.
149
Em 2015, celebramos os seguintes contratos financeiros e fizemos as seguintes emissões:
Em Abril de 2015, a Cemig D concluiu a 8ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais, distribuída com
esforços restritos de colocação, por meio da qual foram emitidas 340 notas promissórias, em série única, com
valor nominal unitário de R$5 milhões (cinco milhões) na data de emissão, qual seja, 1 de abril de 2015,
totalizando R$1.700 (um bilhão, setecentos milhões). Os recursos líquidos obtidos com a emissão das notas
promissórias foram destinados ao pagamento de dívidas e à realização de investimentos em obras destinadas a
ampliar, renovar e melhorar a estrutura da distribuição de energia elétrica da Companhia. As notas promissórias
têm prazo de 360 dias a contar da data de emissão, vencendo em 26 de abril de 2016, e pagam juros
remuneratórios correspondentes a 111.7% do CDI. A 8ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais da Cemig D
conta com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Já a Cemig GT, em Julho de 2015 concluiu a 6ª Emissão Pública de Debêntures Simples, com esforços
restritos de colocação, por meio da qual foram emitidas 100.000 debêntures simples, não conversíveis em
ações, da espécie quirografária, em duas séries, sendo 97.275 debêntures da primeira série e 2.725 debêntures
da segunda série, com valor nominal unitário de R$10.000 (dez mil) na data de emissão, 15 de Julho de 2015,
totalizando R$1.000 milhões (um bilhão de reais). Os recursos líquidos obtidos com a emissão das debêntures
foram destinados à recomposição de caixa da Companhia, em razão do pagamento de suas dívidas. As
debêntures têm prazo de três anos (1ª série) e 5 anos (2ª série), a contar da data de emissão e pagam juros
remuneratórios correspondentes a 100% do CDI capitalizado de um spread de 1,6% ao ano (1ª série) e índice
de inflação de 8.067%/ano. A 6ª Emissão Pública de Debêntures Simples, com esforços restritos de colocação
da Cemig GT, conta com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Em Dezembro de 2015, a Cemig GT concluiu a 6ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais, onde foram
emitidas 144 notas promissórias, com valor nominal unitário de R$10 milhões (dez milhões) na data de
emissão, qual seja, 30 de Dezembro de 2015, totalizando R$1.440 milhões (um bilhão, quatrocentos e
quarenta milhões). Os recursos líquidos obtidos com a emissão das notas promissórias foram destinados ao
pagamento o pagamento da primeira parcela das taxas de concessão das usinas relacionadas no Lote D do
Leilão da ANEEL 12/2015. As notas promissórias têm prazo de 360 dias a contar da data de emissão,
vencendo em 24 de Dezembro de 2016, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 120% do CDI. A 6ª
Emissão de Notas Promissórias Comerciais da Cemig GT conta com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Em 2014, celebramos os seguintes contratos financeiros e fizemos as seguintes emissões:
Em abril de 2014, a Cemig D concluiu a 7ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais, distribuída com
esforços restritos de colocação, por meio da qual foram emitidas 121 notas promissórias, em série única, com
valor nominal unitário de R$10 milhões (dez milhões) na data de emissão, qual seja, 8 de abril de 2014,
totalizando R$1.210 milhões (um bilhão duzentos e dez milhões) Os recursos líquidos obtidos com a emissão
das notas promissórias foram destinados ao pagamento de dívidas e à realização de investimentos em obras
destinadas a ampliar, renovar e melhorar a estrutura da distribuição de energia elétrica da Companhia. As
notas promissórias têm prazo de 360 dias a contar da data de emissão, vencendo em 03 de abril de 2015, e
pagam juros remunera tórios correspondentes a 105% do CDI. Os juros remuneratórios serão pagos no
vencimento juntamente com a amortização. A 7ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais da Cemig D
conta com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Em 04 de abril de 2014, a Cemig D prorrogou parte de sua dívida por meio da renovação de operações de
crédito, no valor de R$200 milhões, contratadas com o Banco do Brasil. A data de vencimento era 04 de abril
de 2014, a qual foi prorrogada para 04 de abril de 2015. O empréstimo aufere juros de 108,5% do CDI ao ano.
150
Já a Cemig GT, em janeiro de 2014 concluiu a 4ª Emissão Pública de Debêntures Simples, com esforços
restritos de colocação, por meio da qual foram emitidas 50 mil debêntures simples, não conversíveis em
ações, da espécie quirografária, em série única, com valor nominal unitário de R$10 mil (dez mil) na data de
emissão, 23 de dezembro de 2013, totalizando R$500 milhões (quinhentos milhões). Os recursos líquidos
obtidos com a emissão das debêntures foram destinados à recomposição de caixa da Companhia, em razão do
pagamento de suas dívidas. As debêntures têm prazo de três anos a contar da data de emissão, com
vencimento em 23 de dezembro de 2016, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 100% do CDI
capitalizado de um spread de 0,85% ao ano. Os juros remuneratórios serão pagos anualmente e a amortização
do principal será paga em uma única parcela na data de vencimento. A 4ª Emissão Pública de Debêntures
Simples, com esforços restritos de colocação da Cemig GT, conta com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Em junho de 2014, a Cemig GT concluiu a 5ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais, distribuída com
esforços restritos de colocação, por meio da qual foram emitidas 140 notas promissórias, em série única, com
valor nominal unitário de R$10 mil (dez mil) na data de emissão, 27 de junho de 2014, totalizando R$1.400
milhões (um bilhão e quatrocentos milhões). Os recursos líquidos obtidos com a emissão das notas
promissórias foram destinados para pagamentos de dívidas e aquisições de participações societárias efetuadas
no ano pela Companhia. As notas promissórias têm prazo de 360 dias a contar da data de emissão, vencendo
em 22 de junho de 2015, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 106,85% do CDI. Os juros
remuneratórios serão pagos no vencimento juntamente com a amortização. A 5ª Emissão de Notas
Promissórias Comerciais da Cemig GT conta com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Em 17 de dezembro de 2014, a Cemig GT concluiu a sua 5ª Emissão Pública de Debêntures Simples, com
esforços restritos de distribuição, por meio da qual foram emitidas 140.000 debêntures simples, não
conversíveis em ações, da espécie quirografária, em série única, com valor nominal unitário de R$10 mil (dez
mil reais) na data de emissão, qual seja, 10 de dezembro de 2014, totalizando R$1,400 milhão (um bilhão e
quatrocentos milhões). Os recursos líquidos obtidos com a emissão das debêntures foram destinados ao
pagamento de dívidas, investimento em participações societárias e à recomposição de caixa por investimento
em participações societárias efetuados no ano de 2014. As debêntures têm prazo de quatro anos a contar da
data de emissão, com vencimento em 10 de dezembro de 2018, e pagam juros remuneratórios correspondentes
a 100% do CDI capitalizado de um spread de 1,70% ao ano. Os juros remuneratórios serão pagos anualmente
e a amortização do principal será paga em 2 (duas) parcelas iguais e consecutivas, sendo a primeira devida em
10 de dezembro de 2017, de 50% do Valor Nominal Unitário, e a segunda devida em 10 de dezembro de
2018, do saldo do Valor Nominal Unitário. A 5ª Emissão Pública de Debêntures Simples da Cemig GT conta
com o aval da sua controladora, a CEMIG.
Em 2013, celebramos os seguintes contratos financeiros e fizemos as seguintes emissões:
Em 2013, foram captados R$2.981,2 milhões na Cemig Distribuição, sendo R$200 milhões através da
emissão de uma Cédula de Crédito Bancário em favor do Banco do Brasil para aquisição de energia, R$600
milhões através do aditamento de Cédulas de Crédito Bancário, R$2.160 milhões através da 3ª emissão de
debêntures para o resgate das Notas Promissórias de suas 5ª e 6 ª emissões e a realização de investimentos e
R$21,2 milhões em financiamentos da Eletrobrás para o programa Cresce Minas.
Em 15 de fevereiro de 2013, a Cemig Distribuição fez sua terceira emissão de debêntures no mercado
brasileiro, no valor total de R$2,16 bilhões, com taxa de juros de: (i) CDI mais 0,69% ao ano para as
debêntures com vencimento em 5 anos; (ii) IPCA mais 4,70% ao ano para as debêntures com vencimento em
8 anos; e (iii) IPCA mais 5,10% ao ano para as debêntures com vencimento em 12 anos. Os recursos foram
utilizados para resgatar a quinta e a sexta emissões de notas promissórias comerciais bem como para investir
na infraestrutura de distribuição. As debêntures foram garantidas pela CEMIG.
151
Já a Cemig Geração e Transmissão celebrou, em 24 de outubro de 2013, aditivos a Cédulas de Crédito
Bancárias emitidas em favor do Banco do Brasil em 2006, postergando o vencimento das parcelas previstas
para 2013, no valor de R$600 milhões, para 2014 (20%), 2015 (20%) e 2016 (60%), mantendo-se os demais
vencimentos e os encargos financeiros de 104,1% da variação do CDI e pagando uma comissão de 0,99%
sobre o valor operação na data da celebração dos aditivos. As renovações das operações de crédito manterão a
garantia da Cemig (empresa com função de holding) e a faculdade da Cemig GT, a seu critério, pré-pagar a
dívida sem a incidência de custos adicionais.
Em 31 de dezembro de 2013, já haviam se encerrado todos os contratos financeiros celebrados com o Banco
Santander e o Banco Itaú BBA que estavam sujeitos a covenants financeiros (cláusulas financeiras restritivas),
os quais obrigavam a CEMIG a manter certos índices dentro de limites estabelecidos contratualmente, sob
pena do credor exigir o vencimento antecipado da dívida.
Atualmente, a Cemig GT tem um financiamento contratado com o BNDES, que foi utilizado para o aporte de
capital em sua subsidiária Baguari Energia S.A., para a construção da UHE Baguari, com uma cláusula
financeira restritiva que prevê que a CE MIG, garantidora do financiamento, tem a obrigação de manter um
índice de capitalização mínimo (Patrimônio Líquido/Ativo Total) de 30%, o qual, se não observado, obriga a
CEMIG a providenciar, em até seis meses contados do fim do exercício social em que o índice de
capitalização mínimo não seja obtido, a constituição de garantias reais que, segundo avaliação do BNDES,
representem 130% do valor do saldo devedor do Contrato, ou a apresentação de balancete, auditado por
auditor cadastrado na Comissão de Valores Mobiliários, que indique o retorno do índice de capitalização
mínimo. Este Covenant deve ser medido sempre ao termino de cada exercício social. Não houve, ao final de
2015, descumprimento desta cláusula.
A Cemig GT possui ainda, um contrato de financiamento com o banco de desenvolvimento alemão KfW,
utilizado para a construção da usina solar instalada na cobertura do estádio de futebol Mineirão. Este contrato
não possui cláusula restritiva exclusiva, contudo faz referência aos covenants financeiros pactuados com
qualquer outro credor da Empresa. Como os contratos de financiamento que previam covenants financeiros
com o Itaú e o Santander já foram encerrados e o covenant financeiro do contrato celebrado com o BNDES
não se aplica ao contrato celebrado com o KfW, por fazer referência ao indicador da CEMIG, o contrato de
financiamento do Banco KfW, atualmente, não impõe qualquer restrição à Cemig GT.
Há nos contratos financeiros da Cemig Distribuição S.A. e da Cemig Geração e Transmissão S.A. cláusulas
padrão restringindo o pagamento de dividendos, caso as sociedades estejam inadimplentes, restringindo a
alienação de ativos que comprometam o desenvolvimento de suas atividades e restringindo a alienação dos
respectivos controles acionários.
A Cemig D possui um contrato de financiamento com o BNDES, que foi utilizado para o financiamento de
alguns investimentos em projetos relacionados ao aumento da confiabilidade do sistema elétrico durante a
Copa do Mundo, com uma exigência exclusiva de covenants da Cemig, garantidora do financiamento, para
manter uma taxa de capitalização mínima expressa por patrimônio líquido/total de ativos, em 30%, bem como
a Dívida líquida / EBITDA menor ou igual a 4x, na ausência dos quais a Cemig é obrigada, em 30 dias a
partir da notificação do BNDES, a prestar uma garantia, que na avaliação BNDES representa 130% do saldo
devedor do contrato, a menos que nesse período os indicadores voltem ao nível acordado. Essas condições
devem ser medidas no final de cada ano de negócios. No final de 2015, não havia nenhuma não conformidade
com esta cláusula. Em 12 de Agosto de 2016 a Cemig pré-pagou este financiamento.
A emissão de títulos e valores mobiliários pela Cemig D e Cemig GT requer a autorização prévia do Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, bem como dos agentes repassadores de seus
financiamentos.
152
Dada a atual porção de nossos financiamentos no montante de R$6.300 milhões devidos em 2016, nós
necessitamos de recursos no curto prazo para pagar e refinanciar essas obrigações. Na qualidade de
companhia estatal, estamos sujeitos a restrições nos termos das atuais leis e regulamentos de financiamento
vigentes no Brasil com relação à nossa capacidade de obtenção de financiamento em determinadas situações.
Por exemplo, precisamos obter aprovação do Ministério da Fazenda e do Banco Central antes de realizar
certas transações financeiras internacionais, sendo tal aprovação geralmente concedida apenas se o propósito
da transação for financiar a importação de bens ou rolar nossa dívida externa. Ademais, as instituições
financeiras no Brasil estão sujeitas às restrições de exposição a risco relacionado aos governos estaduais,
órgãos governamentais e estatais como nossa companhia. Essas restrições não têm impedido a obtenção de
financiamento, embora não haja garantias de que nossa capacidade de obter financiamento não será
prejudicada no futuro. Veja a seção “Item 3. Informações Relevantes – Fatores de Risco – Riscos Relativos à
CEMIG – Estamos sujeitos a regras e limites aplicados a níveis de endividamento do setor público e a
restrições sobre o uso de certos recursos que captamos, o que poderá nos impedir de obter financiamentos”.
As recentes mudanças na regulamentação do setor de energia, especialmente aquelas introduzidas para a geração e
transmissão de negócios pela Lei n º 12.783, e revisão tarifária da Cemig Distribuição (realizada em abril de 2013) têm
exigido planejamento de orçamento mais preciso. Em 2014 e 2015 cobrimos nossos gastos de capital e investimentos
em aquisições e atendemos nossas necessidades de liquidez por meio de uma combinação de fluxo de caixa
proveniente de operações e financiamentos. Para o ano de 2016, esperamos financiar os recursos necessários para os
investimentos em aquisições propostos e atenderemos nossas demais necessidades de liquidez por meio de uma
combinação de fluxo de caixa proveniente de operações e financiamentos. Como nos valemos principalmente de caixa
gerado por operações para prover recursos à nossa liquidez e necessidades de capital, fatores que acarretam o aumento
ou a diminuição de nossas receitas e lucro líquido podem ter efeito correspondente sobre o acesso de nossa companhia
a fontes de liquidez.
Em longo prazo, prevemos que será necessário efetuar significativos gastos de capital com relação à
manutenção e atualização de nossas instalações de geração, transmissão e distribuição, e esperamos empregar
várias fontes de liquidez, como o fluxo de caixa proveniente de operações e financiamentos, com relação a
tais necessidades. Veja a seção “Item 3. Informações Relevantes – Fatores de Risco” para uma explanação
acerca de certas questões que podem afetar adversamente nossa posição de liquidez.
Pesquisa e Desenvolvimento
Dedicamo-nos a projetos que exploram avanços tecnológicos não apenas em sistemas de energia elétrica, mas
em todos os campos relacionados à energia, tais como desenvolvimento de fontes de energia alternativas,
controle ambiental e desempenho do sistema de energia e otimização de segurança.
Em 2015 investimos R$30 milhões em pesquisa e desenvolvimento e transferimos R$47,19 milhões para o
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT), um fundo federal de incentivo à
pesquisa e desenvolvimento, e R$23,6 milhões para a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a companhia
federal de planejamento energético.
Em 2014, nos investimos R$60,7 milhões em pesquisa e desenvolvimento e transferimos R$47,6 milhões para
o FNDCT, além de R$23,8 milhões para a EPE.
Em 2013, nós investimos R$73 milhões em pesquisa e desenvolvimento e transferimos R$36 milhões para o
FNDCT, além de R$18 milhões para a EPE.
153
Tendências
Na qualidade de concessionária de serviço público, estamos sujeitos aos regulamentos editados pelo Governo
Federal conforme descrito no “Item 4: Informações sobre a Companhia – O Setor Elétrico Brasileiro”. Em
vista disso, qualquer alteração da estrutura regulatória poderá nos afetar significativamente, seja no tocante a
nossas receitas se a alteração for relativa a preços, seja no tocante a nossas despesas operacionais se a
alteração for relativa a custos incorridos para prestar serviços a clientes.
Com relação à confiabilidade de suprimento de energia, a capacidade estrutural do sistema é adequada para o
atendimento às necessidades do consumo de energia do mercado, e a expansão da capacidade de geração e
transmissão de energia já em desenvolvimento será capaz de atender a demanda esperada do consumo de
energia do mercado. As taxas de crescimento do consumo de energia no Brasil nos últimos anos foram de
2.21% (2012-2013), 2.42% (2013–2014) e 2.1% (2014-2015), redução devido à recessão econômica e altas
tarifas de energia. O governo brasileiro tem tido sucesso nos leilões de energia nova a partir de 2005, que
viabilizaram a construção de novos empreendimentos, tais como as usinas hidrelétricas de Santo Antônio
(3.150 MW) e Jirau (3.750 MW) no rio Madeira, Belo Monte (11.233 MW) no rio Xingu, e Teles Pires (1.820
MW) no rio Teles Pires, de acordo com as necessidades de compra de energia das empresas distribuidoras.
Compromissos
Em um dos contratos que regulam a parceria da CEMIG com o FIP Redentor na aquisição de 100% das ações
da Light indiretamente detidas por Enlighted e FIP PCP, a CEMIG concedeu ao FIP Redentor o direito de
vender todas as suas ações da Parati para a CEMIG, no quinto ano após a aquisição, pelo FIP Redentor, de
tais ações, por um preço igual ao valor do capital investido pelo FIP Redentor na aquisição dessas ações,
ajustado conforme a variação do CDI mais 0,9% a.a. líquido de dividendos e benefícios recebidos pelo FIP
Redentor.
A Cemig GT e as entidades privadas de previdência complementar que participam da Estrutura de
Investimento da SAAG subscreveram opções de venda (‘Opções de Venda’), nas quais os fundos pudessem
exercer o direito de venda de todas suas ações na SAAG, para a Cemig, no octogésimo quarto mês após junho
de 2014. As entidades que participam da Estrutura de Investimento são a FIP Melbourne, a Parma
Participações S.A. e a FIP Malbec. O preço de exercício das Opções de Venda corresponde ao valor investido
por cada entidade de previdência complementar na Estrutura de Investimento, atualizado pro rata temporis,
pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), divulgado pelo Instituto Brasileiro
de Geografia e Estatística (IBGE), acrescido da taxa de 7% ao ano, deduzidos os dividendos e juros sobre
capital pagos pela SAAG às entidades de previdência complementar.
Compromissos Contratuais
Cemig e suas subsidiárias têm compromissos e obrigações contratuais em aberto que incluem amortizações de
empréstimos e financiamentos, compra de energia elétrica de Itaipu, compra de enrgia elétrica em leilões,
garantia de quota, assim como outros compromissos, a seguir:
2016 2017 2018 2019 2020
2020 em
diante Total
Compra de Energia – Leilão ............................. 2.453 3.005 3.225 3.686 4.561 91.075 108.005
Outros contratos de compra de energia ............. 3.359 3.612 3.149 2.510 2.525 32.311 47.466
Compra de Energia Elétrica de Itaipu ............... 1.408 1.475 1.425 1.389 1.450 37.219 44.366
Cotas de Garantias Físicas ................................ 637 677 698 717 698 30.707 34.134
Compra de gás para revenda ............................. 1.091 1.139 1.289 1.289 1.293 12.031 18.132
Empréstimos e Financiamentos......................... 6.300 2.628 2.493 806 963 1.977 15.167
Cotas Usinas Angra 1 e Angra 2 ....................... 223 238 262 272 290 11.762 13.047
Transporte de Energia Elétrica de Itaipu ........... 81 89 95 102 111 7.172 7.650
Compra de Energia – Bilaterais ........................ 280 295 314 331 345 1.711 3.276
Dívida com Plano de Pensão – Forluz ............... 76 81 85 90 96 384 812
Arrendamentos Operacionais ............................ 63 21 23 22 – – 129
Concessão Onerosa ........................................... 3 2 2 2 2 10 21
Total ................................................................ 15.974 13.262 13.060 11.216 12.334 226.359 292.205
A Companhia não possui acordos relevantes off-balance sheet.
154
Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados
Conselheiros e Diretores
A CEMIG é administrada por nosso Conselho de Administração, que possui 15 membros, cada qual com o
respectivo suplente, e por nossa Diretoria, que é composta por 11 Diretores. Por ser nosso acionista
majoritário, o Governo do Estado de Minas Gerais tem direito de eleger a maior parte dos membros de nosso
Conselho de Administração. Todos os detentores de ações ordinárias da CEMIG têm direito de voto na
eleição de membros de nosso Conselho de Administração. Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por
Ações, qualquer acionista detentor de no mínimo 5% de nossas ações ordinárias em circulação poderá
requerer a adoção de procedimento de voto múltiplo, que confere a cada ação número de votos igual ao
número de membros a serem eleitos para o nosso Conselho de Administração, sendo reconhecido ao acionista
o direito de cumular os votos num só candidato ou distribuí-los entre vários.
De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades por Ações, os detentores de ações ordinárias representativas
de no mínimo 15% de nosso capital social, bem como detentores de ações preferenciais representativas de no
mínimo 10% de nosso capital social (que não nosso acionista controlador) terão o direito de nomear um
membro para o Conselho de Administração e seu respectivo suplente em votação em separado. Caso nenhum
dos detentores de ações ordinárias ou ações preferenciais se enquadre nos limites mínimos mencionados
acima, os acionistas que representarem no total no mínimo 10% de nosso capital social poderão combinar
suas participações para nomear um membro para o Conselho de Administração e seu respectivo suplente.
A CEMIG e suas subsidiárias integrais Cemig Geração e Transmissão e Cemig Distribuição, têm o mesmo
Conselho de Administração, Conselho Fiscal e Diretoria, exceto por, em relação às Diretorias das subsidiárias
integrais, somente a Cemig Distribuição possui Diretoria de Distribuição e Comercialização e somente a
Cemig Geração e Transmissão possui Diretoria de Geração e Transmissão.
Conselho de Administração
Nosso Conselho de Administração se reúne, normalmente, uma vez por mês e, extraordinariamente, quando
convocado por seu Presidente, Vice-Presidente, um terço (1/3) de seus membros ou nossa Diretoria. Suas
responsabilidades incluem, entre outros, a fixação da estratégia societária, orientação geral de nossos negócios
e eleição, aprovação de diversas operações relevantes, e destituição e fiscalização de nossos Diretores.
Todos os membro do Conselho de Administração, permanente ou suplente, são eleitos em Assembleia Geral.
Os suplentes substituem os respectivos conselheiros permanentes sempre que os referidos conselheiros
permanentes se ausentarem temporariamente, ou no caso de vacância do Conselho de Administração, e
ocuparão esse cargo até a nomeação de conselheiro permanente para preencher a vacância. Nenhum
conselheiro de nosso Conselho de Administração ou suplente tem contrato de trabalho com nossa Companhia
ou com qualquer subsidiária que preveja benefícios por ocasião da rescisão do contrato de trabalho.
Nos termos de nosso Estatuto Social, os membros de nosso Conselho de Administração são eleitos para
mandatos únicos de dois anos, podendo ser reeleitos. Nosso Conselho de Administração é formado por até 15
membros permanentes, e seus respectivos suplentes, dos quais oito foram eleitos pelo Governo do Estado de
Minas Gerais, um pelo BNDES Participações S.A. - BNDESPAR (vago), quatro pelo FIA Dinâmica e AGC
Energia S.A, um pelo acionista José Pais Rangel e Geração Futuro L. Par FIA, e um pelos acionistas
preferencialistas. O mandato dos atuais membros de nosso Conselho de Administração expiram na
Assembleia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2018. Os nomes, os cargos e as datas da primeira
nomeação de nossos conselheiros e respectivos suplentes são os seguintes:
155
Nome Cargo Data da Primeira Nomeação
José Afonso Bicalho Beltrão da Silva(1) ......................................... Presidente 22 de janeiro de 2015
Bruno Westin Prado Soares Leal(1) ................................................ Suplente 22 de janeiro de 2015
Mauro Borges Lemos(1) .................................................................. Vice Presidente 22 de janeiro de 2015
Samy Kopit Moscovitch(1) .............................................................. Suplente 30 de abril de 2015
Helvécio Miranda Magalhães(1) ..................................................... Conselheiro 22 de janeiro de 2015
Wieland Silberschneider(1) ............................................................. Suplente 22 de janeiro de 2015
Marco Antônio de Rezende Teixeira(1) ........................................... Conselheiro 22 de janeiro de 2015
Antônio Dirceu Araújo Xavier(1) .................................................... Suplente 22 de janeiro de 2015
Marco Antonio Soares da Cunha Castello Branco(1) ...................... Conselheiro 22 de janeiro de 2015
Ricardo Wagner Righi de Toledo(1) ................................................ Suplente 22 de janeiro de 2015
Nelson José Hubner Moreira(1) ....................................................... Conselheiro 22 de janeiro de 2015
Carlos Fernando da Silveira Vianna(1) ............................................ Suplente 22 de janeiro de 2015
Allan Kardec de Melo Ferreira(1).................................................... Conselheiro 22 de janeiro de 2015
Luiz Guilherme Piva(1) ................................................................... Suplente 22 de janeiro de 2015
Arcângelo Eustáquio Torres Queiroz(1) .......................................... Conselheiro 22 de janeiro de 2015
Franklin Moreira Gonçalves(1) ....................................................... Suplente 22 de janeiro de 2015
Nome Cargo Data da Primeira Nomeação
Patrícia Gracindo Marques de Assis Bentes (2) ............................... Conselheiro 25 de outubro, 2016
vago(2)............................................................................................. Suplente
Ricardo Coutinho de Sena(3) ........................................................... Conselheiro 20 de janeiro de 2016
Bruno Magalhães Menicucci(3) ....................................................... Suplente 21 de dezembro de 2012
Paulo Roberto Reckziegel Guedes(3) .............................................. Conselheiro 4 de agosto de 2010
Carolina Alvim Guedes Alcoforado (3) ........................................... Suplente 25 de outubro, 2016
Saulo Alves Pereira Junior(3) .......................................................... Conselheiro 4 de agosto de 2010
Marina Rosenthal Rocha(3) ............................................................. Suplente 2 de maio de 2016
Daniel Alves Ferreira (3) ................................................................. Conselheiro 25 de outubro, 2016
Tarcísio Augusto Carneiro (3) ......................................................... Suplente 25 de outubro, 2016
Marcelo Gasparino da Silva(4) ........................................................ Conselheiro 2 de maio de 2016
Aloísio Macário Ferreira de Souza(4) .............................................. Suplente 2 de maio de 2016
José Pais Rangel(5) .......................................................................... Conselheiro 30 de abril de 2014
José João Abdalla Filho(5) .............................................................. Suplente 30 de abril de 2014
(1) Eleito pelo Estado de Minas Gerais e FIA Dinâmica Energia. (2) Eleito pelo BNDES Participações S.A.-BNDESPAR. (3) Eleito pelo FIA Dinâmica Energia e AGC Energia. (4) Eleito pelos acionistas preferencialistas. (5) Eleito pelos acionistas minoritários.
Segue abaixo um resumo das informações biográficas de cada membro efetivo do Conselho de
Administração:
Arcângelo Eustáquio Torres Queiroz – O Sr. Queiroz graduou-se em História pelo Centro Universitário de
Belo Horizonte – UNIBH. Desde 1988 trabalha no “Grupo Cemig”, primeiramente nesta Empresa e,
posteriormente na Cemig Distribuição, onde ocupa o cargo de Técnico Administrativo. De 2006 a 2010, foi
membro titular do Comitê do Prosaúde da Forluminas de Seguridade Social – Forluz, fundo de pensão de
algumas empresas do “Grupo Cemig”. Atualmente, é Diretor do Sindicato Intermunicipal dos Trabalhadores
na Indústria Energética de Minas Gerais e dos Trabalhadores na Indústria de Gás Combustível do Estado de
Minas Gerais – SINDIELETRO/MG. O Sr. Queiroz participa do nosso Comitê de Carreira e Remuneração e,
desde 2009, é membro efetivo do nosso Conselho de Administração, da Cemig D e Cemig GT.
156
Nelson José Hubner Moreira – O Sr. Hubner Moreira nasceu em 1954. Formou-se em Engenharia pela
Universidade Federal Fluminense (RJ) com especialização em Matemática pelo Centro de Ensino Unificado
de Brasília. Foi ministro interino d e Minas e Energia, entre maio de 2007 a janeiro de 2008. Foi Diretor Geral
da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL de 2009 a 2013.
Allan Kardec de Melo Ferreira – O Sr. Melo Ferreira nasceu em 1947. É formado em Direito pela Pontifícia
Universidade Católica de Minas Gerais, com pós-graduação em Matemática pelo Centro de Ensino Unificado
de Brasília. Foi Membro Conselho Fiscal do Grupo OI, de 1993 a 2014. Sócio-Consultor da PJF de 1993 a
2014.
José Afonso Bicalho Beltrão da Silva – O Sr. Silva nasceu em 1948. Formado em Economia pela
Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), Mestre em Economia Regional pelo CEDEPLAR/UFMG e
PhD (Doutor) em Economia pela Universidade de Manchester-Inglaterra. Foi presidente do CREDIREAL –
Banco de Crédito Real de Minas Gerais entre 1994 a 1997 e do BEMGE- Banco do Estado de Minas Gerais
ente 1994 e 1998. Exerceu o cargo de Secretário de Finanças, da Prefeitura de Belo Horizonte de janeiro de
2006 a julho de 2012. De março de 2009 a julho de 2014 foi presidente da PBH Ativos S/A. De abril de 2013
a dezembro de 2014 ocupou o cargo de Assessor do Ministério do Desenvolvimento, Indus trial e Comércio
Exterior. Foi também Assessor do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social de abril de 2013
a dezembro de 2014. Atualmente o Sr. Silva ocupa a posição de Secretário de Estado da Fazenda de Minas
Gerais.
Marcelo Gasparino da Silva – O Sr. Silva nasceu em 1971. É advogado especialista em Administração
Tributária Empresarial pela ESAG e MBA em Controladoria, Auditoria e Finanças. Em 2007, iniciou carreira
executiva como Diretor Jurídico-Institucional da CELESC. É Coordenador do Capítulo Santa Catarina,
Conselheiro de Administração Certificado e compõe o Banco de Conselheiros do IBGC. Presidente do
Conselho de Administração da USIMINAS, Conselheiro de Administração da BRADESPAR e ETERNIT.
Foi Conselheiro de Administração da Eletrobras, Celesc, AES Eletropaulo, Tecnisa e SC Gás. Foi
Conselheiro Fiscal da BRADESPAR, AES Eletropaulo, AES Tietê e da RENUKA Brasil. É Coordenador do
Comitê Jurídico e Compliance da ETERNIT. É Porta-voz do Grupo de Governança Corporativa GGC.
Marco Antônio de Rezende Teixeira – O Sr. Rezende Teixeira nasceu em 1956. Formou-se em direito pela
Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG). Advogado da Companhia Brasileira de Trens Urbanos, desde
1983. Foi procurador Geral do Município de Belo Horizonte de 1997 a 2012. O Sr. Rezende Teixeira é Sócio
Gerente da Rezende Teixeira Sociedade de Advogados, desde 2012.
Mauro Borges Lemos – O Sr. Borges Lemos é formado em economia pela Universidade Federal de Minas
Gerais, Doutor em Economia pela Universidade de Londres, com pós-doutorado pela Universidade de Illinois,
nos Estados Unidos, e pela Universidade de Paris. Professor titular do Departamento de Ciências Econômicas
da Universidade Federal de Minas Gerais desde 1980. Foi Presidente da Agencia Brasileira de
Desenvolvimento Industrial- ABDI de 2011 a 2014. No Ministério de Desenvolvimento Indústria e Comércio
Exterior desde 2013, atuou como Ministro entre fevereiro de 2014 e janeiro de 2015.
Marco Antonio Soares da Cunha Castello Branco – O Sr. Castello Branco Formou-se em engenharia pela
Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG). Foi Diretor Presidente da Usinas Siderúrgicas de Minas
Gerais de 2008 a 2010. Atua como Membro do Conselho Consultivo da HYDAC Tecnologia do Brasil Ltda,
desde 2010. Atua como Membro do Conselho de Administração da Diferencial Energia Participações S.A.
desde 2011.
José Pais Rangel – Diretor Vice-Presidente do Banco Clássico S.A.; Membro do Conselho de Administração
da Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro – CEG; Membro do Conselho de Administração da
Tractebel Energia S.A.; Membro do Conselho de Administração da Kepler Weber S.A.; Gestor de Fundos de
Investimento, credenciado pela CVM. Membro do conselho de Administração da Companhia Energética de
Minas Gerais, Cemig Distribuição S.A., e Cemig Geração e Transmissão S.A.
157
Paulo Roberto Reckziegel Guedes – O Sr. Guedes é formado em Engenharia Civil pela Universidade Federal
do Rio Grande do Sul, tendo concluído o MBA Corporativo na Fundação Dom Cabral. O Sr. Guedes
ingressou no Grupo Andrade Gutierrez em 1993 como engenheiro assistente, ocupando, posteriormente as
funções de engenheiro de fiscalização, gerente geral de operações e gerente de projetos, e, desde 2000, a
Diretoria Executiva da Andrade Gutierrez Concessões S.A., uma companhia aberta com concessões de obras
e serviços públicos, representando, ainda, a Andrade Gutierrez Concessões S.A. no Conselho de
Administração de várias subsidiárias do grupo. Desde 2010, o Sr. Guedes é membro efetivo do nosso
Conselho de Administração e do Conselho de Administração da Cemig D e da Cemig GT. É membro,
também, do Conselho de Administração da Light S.A. e da Light Serviços de Eletricidade S.A.
Ricardo Coutinho de Sena – nascido em 04 de março de 1948, membro do Conselho de Administração da
Andrade Gutierrez Concessões S.A., companhia que presidiu desde sua fundação até o início de 2013. De
setembro de 2013 até março de 2014 participou como membro do Comitê Executivo da Holding do Grupo
AG. Desde março de 2013 é Presidente da Andrade Gutierrez Engenharia S.A. Formado em Engenharia Civil
pela Universidade Federal de Minas Gerais, com Pós-graduação em Administração Financeira pela Fundação
Getúlio Vargas do Rio de Janeiro. Antes de iniciar sua atuação no Grupo Andrade Gutierrez, atuou na M.
Roscoe – Engenharia, Indústria e Comércio, onde foi Diretor Técnico. Entrou para o Grupo AG em 1981,
tendo atuado até 1993 como Chefe do Departamento de Orçamentos. Em 1993 passou a atuar como
Superintendente na Unidade de Novos Negócios. Nessa função liderou a atuação que levou à consolidação do
portfólio da empresa nas concessões de serviços públicos de infraestrutura. De 2000 até 2013, como
Presidente e membro de Conselho de Administração da Andrade Gutierrez Concessões, liderou dezenas de
projetos no Brasil e América Latina em parceria com sócios canadenses, americanos, franceses, portugueses e
brasileiros. É membro dos Conselhos de Administração da CCR S.A. desde junho/2000 e da Companhia
Energética de Minas Gerais, Cemig Distribuição S.A e Cemig Geração e Transmissão S.A. desde agosto/2010
até abril/2015, sendo reeleito em janeiro/2016. Já exerceu os cargos de Conselheiro de Administração da
Dominó Holdings que possui participação acionária na Sanepar – Companhia de Saneamento do Estado do
Paraná, da Quiport – Concessionária do Aeroporto Internacional de Quito – Equador e da Light e Light
Serviços de Eletricidade S.A. – concessionária de serviços de energia elétrica do Rio de Janeiro. Foi membro
dos Conselhos de Administração da Telemar Participações S.A. de abril/2011 até novembro/13, da CTX
Participações S.A. de abril/2011 até novembro/13. É membro do Conselho Consultivo da ABCR –
Associação Brasileira de Concessionárias de Rodovias.
158
Saulo Alves Pereira Junior – O Sr. Pereira Júnior graduou-se em Engenharia Elétrica pela Pontifícia
Universidade Católica de Minas Gerais (PUC-MG), tendo concluído Pós-Graduação em Planejamento
Orçamentário de Obras e Serviços pelo Instituto de Educação Continuada da PUC-MG e em Gestão
Administrativa pela Universidade Federal da Bahia. Concluiu, também, o MBA Empresarial na Fundação
Dom Cabral. O Sr. Pereira Júnior começou sua carreira em 1993 como estagiário no nosso Centro de
Operações. Em 1995, ingressou na Construtel Projetos e Construções Ltda. como engenheiro de planejamento
e coordenação de orçamento das obras, e em 1998, assumiu o cargo de Gerente Geral da Unidade de Negócios
na Bahia. Em 2000, o Sr. Pereira Júnior ingressou no grupo Andrade Gutierrez e, desde 2004, atua como
Diretor Comercial da Construtora Andrade Gutierrez S.A.. Desde 2007, trabalha na Andrade Gutierrez
Concessões, participando ativamente do processo de consolidação do grupo no setor elétrico. Desde 2010, o
Sr. Pereira Júnior é membro efetivo do nosso Conselho de Administração e do Conselho d e Administração da
Cemig D e da Cemig GT.
Helvécio Miranda Magalhães – O Sr. Miranda Magalhães nasceu em 1963. É formado em medicina pela
Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), com especialização em Epidemiologia pela mesma
universidade, tendo concluído o doutorado em Saúde Coletiva pela UNICAMP. Ente 2003 a 2008 foi
Secretário Municipal de Saúde da Prefeitura de Belo Horizonte. Entre 2009 e 2010, ocupou o cargo de
Secretário Municipal de Orçamento, Planejamento e Informação da Prefeitura de Belo Horizonte. Entre 2011
e 2014, foi Secretário de Atenção à Saúde, do ministério da Saúde.
Daniel Alves Ferreira – O Sr. Ferreira nasceu em 1972. Atua como advogado responsável pelas áreas de
Contencioso de Massa e Mercado de Capitais do Escritório MPMAE, com atuação nas áreas de Direito nas
Relações de Consumo, Direito Civil e Direito Societário. Participou das Jornadas do Direito Processual Civil
pelo Instituto dos Advogados de São Paulo, Aspectos da Reforma do Código de Processo Civil, União
Estável, Alterações do Código de Processo Civil, todos pelo IASP.
Patrícia Gracindo Marques de Assis Bentes – A Sra. Bentes nasceu em 1965. É formada em Administração
de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ e mestre em Finanças e Marketing pela
Universidade de São Paulo –USP (1996). Obteve as certificações Series 7 e 63 do U.S. National Association
of Securities Dealers (NASD) em 1996 e operou no mercado de capitais americano sob estas licenças até
2001. Agente Autônomo de Investimentos registrada na CVM desde 2008. Atuou no CITIGROUP, entre
setembro/88 – setembro/01. Em 1996, transferiu-se para Nova Iorque e, por cinco anos, estruturou operações
de captação de recursos para empresas multinacionais distribuídas no mercado de capitais americano de
Medium-Term Notes (MTNs) e Asset-Backed Commercial Paper (ABCPs). Na HAMPTON SOLFISE, de
janeiro/02 a março/11 como Sócia- Diretora atuando na distribuição de operações estruturadas para o
mercado de capitais, tais como: Estruturação do 1º FIDC com carteiras de CDC, crédito pessoal e cartões de
crédito combinadas, de R$1 bilhão para o Unibanco; Estruturação da captação de US$10 milhões através de
uma securitização de receita futura oriunda da venda de petróleo bruto para a Aurizônia Petróleo;
Estruturação do financiamento de US$200 milhões para a construção de uma termoelétrica no cone sul para a
Maire Engineering, empreiteira multinacional, com recursos do BNDES, Eximbank e Hermes; Estruturação
da compra da CEEE distribuidora de energia na região sudeste por investidores estrangeiros, no valor de
US$75 milhões, incluindo o financiamento alavancado (LBO); Estruturação da captação de R$40 milhões
para a Canguru Embalagens através de uma securitização com lastro em recebíveis futuros, sem contrato de
fornecimento, o FIDC Canguru, com rating pela S&P; Estruturação e distribuição do 1º FIDC da Negresco
CFI, no valor de R$60 milhões com rating brAAAf da S&P; Estruturação de Acordos de Compartilhamento
de Risco (Risk Participation Agreements) para a Volvo (México) e Bematech (Brasil); Estruturação e
distribuição da 1ª captação do Banco Volvo através de um CDB subordinado de R$60 milhões, com prazo de
10 anos e pagamento de principal no vencimento. Atuou no BANCO BRACCE, entre março/11 e
setembro/12, como Diretora Vice-Presidente. Na ESTATICE HOLDINGS desde outubro/12, onde atualmente
é Sócia-Diretora.
Diretoria
Nossa Diretoria, composta por 11 Diretores, é responsável pela execução de deliberações tomadas por nosso
Conselho de Administração e pela administração cotidiana. Os membros de nossa Diretoria, os Diretores, têm
responsabilidades individuais estabelecidas em nosso Estatuto Social e ocupam seus cargos por mandato de
três anos. Os mandatos dos atuais Diretores expira m na primeira Reunião do Conselho de Administração
159
após a Assembleia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2016. Os Diretores são eleitos por nosso
Conselho de Administração. Em geral, são realizadas reuniões ordinárias pelo menos duas vezes por mês,
sendo as reuniões extraordinárias realizadas sempre que convocadas pelo Diretor-Presidente, ou Presidente,
ou por dois Diretores que não o Presidente.
Os diretores executivos deverão exercer suas funções em período integral, em dedicação exclusiva à
Companhia. Eles poderão, ao mesmo tempo, exercer funções não remuneradas na administração de
subsidiárias integrais e outras subsidiárias ou coligadas, a critério do Conselho de Administração. Deverão,
entretanto, obrigatoriamente, ocupar e exercer os cargos correspondentes nas subsidiárias integrais Cemig
Distribuição e Cemig Geração e Transmissão.
A Diretoria é responsável pela atual administração dos negócios da Companhia, sujeita à obrigação de
obedecer ao Plano Estratégico de Longo Prazo, o Plano de Implementação Plurianual e o Orçamento Anual.
Algumas decisões, conforme descritas no artigo 4, cláusula 21, de nosso estatuto social, exigem a aprovação
de nossa Diretoria.
Em caso de ausência, licença, renúncia ou vaga do cargo de diretor-presidente, o diretor vice-presidente
deverá exercer as atribuições do diretor-presidente, por qualquer que seja a duração da ausência ou da licença,
e, em caso de vaga, impedimento ou renúncia, até o cargo ser preenchido pelo Conselho de Administração.
Em caso de ausência, licença, renúncia ou vaga do cargo de quaisquer outros membros da Diretoria, esta
poderá, por aprovação da maioria dos membros, atribuir o exercício das respectivas funções a outro diretor
executivo, enquanto durar o período de ausência ou licença – ou, em caso de vaga, o impedimento ou
renúncia, até o cargo ser preenchido pelo Conselho de Administração. O diretor-presidente, ou um membro da
Diretoria eleito da maneira supramencionada, deverá ocupar o cargo pelo período restante do mandato do
diretor substituído.
160
Os nomes, cargos e datas da primeira nomeação de nossos diretores são os seguintes:
Nome Cargo Data da Primeira Nomeação
Mauro Borges Lemos .................................... Diretor-Presidente e
Diretor de Gestão Empresarial
(cumulativamente)
22 de janeiro de 2015
01 de setembro de 2016 Paulo Roberto Castellari Porchia .................. Diretor Vice-Presidente 01 de setembro de 2016
Evandro Leite Vasconcelos ........................... Diretor de Distribuição e Comercialização 01 de setembro de 2016
Franklin Moreira Gonçalves ......................... Diretor de Geração e Transmissão 22 de janeiro de 2015 Cesar Vas de Melo Fernandes ....................... Diretor de Desenvolvimento de Negócios 09 de outubro de 2015
Fabiano Maia Pereira .................................... Diretor Financeiro e Relações com
Investidores 22 de janeiro de 2015 Márcio Lúcio Serrano ................................... Diretor de Relações e Recursos Humanos 17 de junho de 2016
Dimas Costa .................................................. Diretor Comercial 01 de setembro de 2016
Raul Lycurgo Leite ....................................... Diretor Jurídico 22 de janeiro de 2015 Luiz Fernando Paroli Santos ......................... Diretor de Relações Institucionais e
Comunicação 11 de fevereiro de 2016
Mauro Borges Lemos – O Sr. Borges Lemos é formado em economia pela Universidade Federal de Minas
Gerais, Doutor em Economia pela Universidade de Londres, com pós-doutorado pela Universidade de Illinois,
nos Estados Unidos, e pela Universidade de Paris. Professor titular do Departamento de Ciências Econômicas
da Universidade Federal de Minas Gerais desde 1980. Foi Presidente da Agencia Brasileira de
Desenvolvimento Industrial- ABDI de 2011 a 2014. No Ministério de Desenvolvimento Indústria e Comércio
Exterior desde 2013, atuou como Ministro entre fevereiro de 2014 e janeiro de 2015.
Paulo Roberto Castellari Porchia – O Sr. Porchia é formado em Administração de Empresas pela Escola de
Administração de Empresas de São Paulo – EASP. Atuou de 1994 a 1996 como Assessor Pessoal do CFO da
Minorco South America AS no Brasil; de 1996 a 1998 trabalhou como Gerente de Projeto na Implementação
do SAP na TARMAC na Inglaterra; de 1998 a 2000 fez Mestrado em Administração de Empresas na London
Business School na Inglaterra; entre 1998 a 2000 foi Diretor Associado de Finanças Corporativas na Minorco
Ltd, na Inglaterra; entre 2000 e 2003 foi Assessor Pessoal do COO da AngloGold Ashanti Ltd na África do
Sul; de 2003 a 2011 foi Diretor do Centro de Excelência da Anglo Base Metals na Inglaterra e Diretor de
Marketing e Novos Negócios no Brasil; entre os anos de 2009 e 2011 foi CEO de Negócios de Fosfatos e
Nióbio no Brasil; entre os anos de 2011 e 2016 foi CEO de Minério de Ferro Brasil – Minas Rio; entre os
anos de 2003 e 2015 trabalhou para a Anglo American PLC. Desde 2016 atua como Conselheiro Sênior ao
Grupo Industrial da Boston Consulting Group. Iinternacional.Group,internacional.
Dimas Costa – O Sr. Dimas Costa formou-se em Engenharia Elétrica pela PUC Minas em 1978. Entre os anos
de 1978 e 1980 ocupou o cargo de Engenheiro no Departamento de Águas e Energia de Minas Gerais; de
1980 a 1985 foi Chefe de Divisão no Departamento de Águas e Energia de Minas Gerais. Na CEMIG, entre
1985 e 1987 foi Engenheiro na Diretoria de Distribuição; entre 1987 e 1995 atuou como Assistente de
Departamento da Superintendência de Planejamento e Desenvolvimento Energético; entre 1995 a 1998 como
Gerente do Departamento de Desenvolvimento Energético; entre 1998 a 2007 atuou como Gerente Comercial
com Clientes Corporativos; de 2007 a 2010 atuou como Superintendente da Superintendência Comercial de
Clientes; entre 2011 e 2013 foi Superintendente da Superintendência Comercial de Clientes Incentivados.
Desde 2013 atua como Sócio Diretor da Ponta Energia Consultores Associados Ltda.
161
Franklin Moreira Gonçalves – O Sr. Moreira Gonçalves nasceu em 1970. Formado em Análise de Sistemas
pela Unicentro Newton Paiva, Belo Horizonte, com MBA em Liderança e Gestão de Empresas Estatais pela
Fundação FranklinCovey Business School/Fundação Coge, Rio de Janeiro. Foi técnico de Operação do
Sistema do Departamento de Supervisão e Controle da Operação do Sistema Cemig (Diretoria de Geração e
Transmissão) e da Superintedência de Engenharia de Operação da Distribuição (Diretoria de Distribuição) da
Cemig. Secretário de Energia da Federação Nacional dos Urbaniários (FNU). Filiado à CUT, de 2003 a 2009,
presidente da FNU-CUT desde 2009 e diretor do Sindicato dos Eletricitários de Minas Gerais (Sindieletro-
MG) de 1993 a 2014. É, também, membro do Conselho de Administração da Cemig, Cemig D e Cemig GT,
do Conselho de Administração da Transmissora Brasileira de Energia (TBE), do conselho do Plano Brasil
Maior (conselho de âmbito federal para energias renováveis), do Conselho Estadual de Energia de Minas
Gerais, do Conselho Estadual de Ciência e Tecnologia.
Cesar Vaz de Melo Fernandes – O Sr. Cesar Vaz de Melo Fernandes nasceu em 05/11/1957. É formado em
Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG, com MBA em Finanças e Gestão
de Negócios pelo IBMEC. Foi Superintendente de Distribuição do Triângulo (Cemig) entre 1995 e 1998,
Superintendente de Engenharia da Distribuição (Cemig) entre 1998 e 2000, Superintendente de Operações e
Manutenção da Distribuição (Cemig) entre 2000 e 2002, Superintendente de Distribuição da Região
Metropolitana de BH (Cemig) entre 2003 e 2005, Coordenador Executivo dos Projetos Hidrelétricos da
Amazônia pela Cemig entre 2008 e 2009, Superintendente de Planejamento e Operação da Cemig GT entre
2009 e 2010 e Superintendente de Desenvolvimento de Negócios em 2015. Foi, ainda, Diretor de Construção
de Furnas entre 2005 e 2007.
Fabiano Maia Pereira – Graduado em Economia pela Universidade Federal de Juiz de Fora (UFJF), com
Mestrado em Economia pela Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG) e Doutorado em Economia pela
Universidade de Brasília (UnB). Desde 2003 atua como Analista de finanças e controle da Secretaria do
Tesouro Nacional do Ministério da Fazenda, atuando na gestão da dívida pública interna e externa e no
desenvollvimento de programas federais baseado em operações de crédito. É, também, membro dos
Conselhos Fiscais da BB Cartões S.A., e da BB Capitalização S.A. e da BB DTVM S.A.
Márcio Lúcio Serrano – Graduado em História Natural, em Ciências Biológicas e em Medicina pela
Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG). Pós-graduado em Medicina do Trabalho
(FCMMG/ANAMT); Psiquiatria (UGF/ABP), Ergonomia (ERGO) e em Psicanálise (CPMG). Ocupou o
cargo de Diretor de Gestão Empresarial na Cemig, Cemig D e Cemig GT (2015/2016). Na Prefeitura
Municipal de Belo Horizonte - PBH, foi Secretário Municipal de Administração Regional Norte (2008/2009)
e Secretário Municipal de Recursos Humanos (2009/2012). No Fórum Nacional de Secretários de Capitais -
FONAC, foi Diretor da Regional Sudeste (2009/2012). No Biocor Instituto, ocupou o cargo de Médico
Consultor em Saúde Ocupacional (2012/2014). Atuou na Mineração Morro Velho / Anglo Gold Corporation,
como médico do Trabalho. No Sistema FIEMG, criou o Programa de Saúde Ocupacional do Setor Moveleiro.
Na Unimed BH, atuou como fundador e coordenador do Departamento de Saúde Ocupacional. No Conselho
Regional de Medicina - CRM/MG, foi o Conselheiro da Câmara Técnica de Medicina do Trabalho (2008 a
2014). Na V&M do Brasil, foi Conselheiro de Saúde da Fundação Sidertube e atuou como gerente do Plano
de Autogestão em Saúde, e de Medicina do Trabalho. Na Valourec & Sumitomo do Brasil - VSB, foi
Consultor na Área de Recursos Humanos e Saúde Ocupacional. É acadêmico da Academia Nacional de
Medicina do Trabalho.
162
Evandro Leite Vasconcelos – Graduado em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Minas Gerais
(UFMG), com MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV). Concluiu o mestrado em
Engenharia de Recursos Hídricos pela COPPE/UFRJ. Foi Diretor de Energia da Light S.A. e, interina e
cumulativamente, de Desenvolvimento de Negócios da Companhia, até 2014. Foi professor de física do
Sistema Pitágoras de Ensino e professor de Hidrologia no curso de Engenharia Civil da PUCMinas.
Trabalhou na Cemig de 1983 a 2010, ocupando a Gerência da Divisão de Hidrometeorologia. Operacional e o
Departamento de Planejamento Energético. Foi superintendente de Coordenação de Geração e Transmissão,
superintendente de Transmissão, superintendente de Geração e superintendente de Planejamento e Operação
de Geração e Transmissão. Foi diretor de Geração e diretor-presidente da Rosal Energia S.A., subsidiária
integral da Cemig. Atualmente é membro do Conselho da Renova Energia S.A., da Light Esco Prestação de
Serviços S.A. e do Cepel.
Eduardo Lima Andrade Ferreira – Graduado em engenharia civil pela Universidade Federal de Minas Gerais
(UFMG). Atuou como engenheiro de planejamento e controle no Consórcio Masa-ARG, entre 2004 a 2006.
Entre 2006 e 2007 atuou como engenheiro de planejamento na Sinopec International Petroleum Service
Corporation. Entre 2007 a 2014 trabalhou na Construtora Queiroz Galvão S/A, onde atuou como engenheiro,
gerente Técnico e gerente de Administração Contratual, em diversas obras nos estados do Rio de Janeiro e
São Paulo.
Raul Lycurgo Leite – Graduou-se em direito pelo Centro de Ensino Unificado de Brasília (CEUB), tendo
concluído pós- graduação em Direito e Política Tributária, e em Direito Econômico e das Empresas pela
Fundação Getúlio Vargas e mestrado em Direito Internacional pela American University – Washington
College of Law, em Washington (EUA); Desde 2002, atua como procurador federal da Procuradoria Geral e
da Advocacia Geral da União. Desde 2011 atua como consultor jurídic o do Ministério de Desenvolvimento,
Indústria e Comércio Exterior. Atua, ainda, na Procuradoria-Geral da Agência Nacional de Transportes
Terrestres (ANTT), tendo participado da “força-tarefa” formada pela PGF/AGU para viabilizar a privatização
da 2ª Etapa (Fase II) e 3ª Etapa (Fase I) do Programa Federal de Concessão de Rodovias, para o combate do
transporte-pirata nas linhas de ônibus interestaduais e internacionais, para viabilizar o Programa Pro-Pass
Brasil que visa licitar 98% das linhas de transporte rodoviário interestadual de passageiros e para viabilizar a
licitação do Trem de Alta Velocidade. É membro titular do Conselho Fiscal da Agência Brasileira de
Desenvolvimento Industrial (ABDI), da Agência Brasileira de Promoção da Exportação e Investimentos
(ApexBrasil) e da Finame e membro suplente do Conselho Fiscal do Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES).
Luiz Fernando Paroli – O Sr. Paroli nasceu em 1971, é brasileiro, casado, residente e domiciliado em Belo
Horizonte- MG. Desde 2004 é Sócio proprietário da Fazenda Capoeira Grande, no Município de Elói
Mendes/MG, atuando na sua administração financeira e gestão de recursos. Entre 2008 e jan/2016 atuou como
Diretor de Administração de Furnas Centrais Elétricas S.A.. 2011 – 2014 – Vice-Presidente da Fundação
COGE. Jan 2015 – Dez 2016 – Presidente do Conselho Diretor da Fundação COGE e Presidente da Fundação
COGE, eleito em novembro de 2014. Jan 2016 – Mar 2016: Assessor da Presidência da CEMIG com
atribuições na área de Comunicação Empresarial. Atuou como membro do Conselho de Administração:
12/5/10 a 11/4/12 – Retiro Baixo Energética S.A., 30/04/10 e 29/03/12 – Companhia Transleste de
Transmissão, 26/04/11 a 29/03/12 – Companhia Transirapé de Transmissão, Companhia Transudeste de
Transmissão, Companhia de Transmissão Centroeste de Minas e Companhia de Transmissão Furna-Pimenta
II.
Remuneração de Conselheiros e Diretores
O valor total de remuneração de Conselheiros e membros da Diretoria e do Conselho Fiscal, incluindo bene
fícios de qualquer natureza, será estabelecido em Assembleia Geral, de acordo com a legislação vigente.
No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015, o total da remuneração paga a nossos conselheiros e
diretores e a conselheiros e diretores da Cemig Distribuição e Cemig Geração e Transmissão, inclusive
seguro-saúde, licença remunerada, bônus, pós-emprego e demais benefícios, totalizou aproximadamente
R$15.469 milhões.
163
A tabela a seguir mostra a remuneração paga aos nossos Conselheiros, Diretores, membros do Conselho
Fiscal e Comitê de Apoio em 2015:
Conselheiros Diretores Conselho Fiscal
Número de membros(1) .................................... 28 11 10
Remuneração total ........................................... 3.210 11.370 888
(1) A quantidade de membros corresponde à média mensal de membros dividida por 12 (doze). O Conselho Fiscal inclui os membros suplentes conforme
deliberação tomada nas Assembleias Gerais Ordinária e Extraordinária de Acionistas de 2011. Número total de membros do Conselho de Administração
conforme Assembléia Geral Ordinária e Assembléia Geral Extraordinária, realizadas no dia 30/04/2015, sendo titulares e suplentes remunerados, exceto
os que exercem cargos de Diretores Executivos.
Não existe qualquer contrato entre a Companhia e suas controladas integrais, subsidiárias ou afiliadas e
qualquer conselheiro ou diretor da Companhia que conceda qualquer tipo de benefício pós-aposentadoria,
exceto o plano de aposentadoria da Forluz, aplicável aos diretores, contanto que estejam qualificados de
acordo com as normas e regulamentações da Forluz, sendo também aplicável a outros funcionários nos
mesmos termos.
Conselho Fiscal
De acordo com nosso Estatuto Social, nosso Conselho Fiscal deve ser permanente. Nosso Conselho Fiscal
deve se reunir uma vez a cada três meses, mas na prática ele vem se reunindo uma vez por mês. Nosso
Conselho Fiscal é composto de três a cinco membros e os correspondentes suplentes eleitos pelos acionistas
na Assembleia Geral Ordinária para mandato de um exercício social. Os detentores das ações preferenciais,
juntos, têm o direito de eleger um dos membros e o seu respectivo suplente. Um membro e respectivo
suplente são eleitos pelos acionistas minoritários detentores das ações ordinárias que representem,
isoladamente ou em conjunto, no mínimo 10% do capital social. A principal responsabilidade do Conselho
Fiscal, que é independente da administração e dos auditores independentes nomeados pelo Conselho de
Administração, é revisar nossas demonstrações financeiras e relatá-las aos nossos acionistas. O Conselho
Fiscal também é encarregado elaborar pareceres sobre quaisquer propostas de nossa administração a serem
apresentadas em assembleia geral relativas a (i) alterações no capital social, (ii) emissão de debêntures ou
bônus de subscrição, (iii) planos de investimento e orçamentos de gastos de capital, (iv) distribuições de
dividendos, (v) transformação em nossa estrutura corporativa e (vi) reorganizações societárias tais como
incorporações, fusões e cisões.
O Conselho Fiscal também examina as atividades de administração, informando-as aos acionistas.
Os atuais membros do Conselho Fiscal e seus suplentes, cujos mandatos expiram na Assembleia Geral
Ordinária dos Acionistas a ser realizada em 2016, para aprovação das demonstrações financeiras do exercício
social de 2015, são os seguintes:
Nome Cargo
Data da Primeira
Nomeação
Charles Carvalho Guedes(1) ........................................... Presidente 30 de abril de 2015
Bruno Cirilo Mendonça de Campos(1) ........................... Suplente 30 de abril de 2015
Edson Moura Soares(1) .................................................. Membro 30 de abril de 2015
Marcos Túlio de Melo(1) ................................................ Suplente 2 de maio de 2016
Rafael Amorim de Amorim(1) ....................................... Membro 2 de maio de 2016
Aliomar Silva Lima(1) .................................................... Suplente 27 de fevereiro de 2003
Newton Brandão Ferraz Ramos(2) ................................. Membro 2 de maio de 2016
Rodrigo de Mesquita Pereira(2) ...................................... Suplente 2 de maio de 2016
Manuel Jeremias Leite Caldas(3).................................... Membro 2 de maio de 2016
Ronaldo Dias(3) .............................................................. Suplente 2 de maio de 2016
(1) Indicado pelo Estado de Minas Gerais. (2) Indicado pela AGC Energia. (3) Eleito pelos acionistas preferencialistas.
164
A seguir, uma breve informação biográfica de cada membros titulares de nosso Conselho Fiscal:
Charles Carvalho Guedes – Graduado em processamento de dados e pós-graduado em Fianças e Ciências
Contábeis pela FGV-Fundação Getúlio Vargas. Desde março de 2007 é Coordenador-Geral de Participações
Societárias. De abri de 2010 a abril 2014 foi Conselheiro Fiscal das centrais elétricas Brasileiras – Eletrobrás.
Desde abril 2014 é Conselheiro Fiscal da Petrobrás Biocombustível – Petrobio. Desde março de 2015 é
membro Suplente do Conselho de Administração da IBR Brasil Resseguros S.A.
Newton Brandão Ferraz Ramos – O Sr. Ramos nasceu em 1969. É formado em Ciências Contábeis pela
Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais, tendo concluído os estudos de pós-graduação em
Administração pela FUMEC/MG e o MBA em Finanças pela Fundação Dom Cabral. Entre 1993 e 1994 atuou
como supervisor na Branaço produtos Siderúrgicos SA. Entre 1994 e 1995, atuou como Gerente de Setor pelo
Carrefour Com. e Ind. Ltda. Atuou como Contador na ARG Ltda entre 1995 e 1996 e como Perito Contábil
entre 1996 e 1997. De 1997 a 1998 exerceu a função de Gerente Administrativo Financeiro da Visoconsult
Engenharia Ltda e desde 1998 atua como executivo da Andrade Gutierrez Concessões, exercendo o papel de
membro dos Conselhos Fiscais da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR e da Companhia de
Concessões Rodoviárias – CCR.
Edson Moura Soares – Assessor Parlamentar na Assembleia Legislativa do Estado de Minas Gerais – janeiro
2011 a dezembro 2014; Chefe de Gabinete da Secretaria de Estado de Governo de Minas Gerais – desde
janeiro 2015; Membro suplente do Conselho Fiscal da Companhia Energética de Minas Gerais, Cemig
Distribuição S.A. e Cemig Geração e Transmissão S.A., desde abril 2015.
Ronaldo Dias – Foi Ouvidor do Banco Clássico S.A. no período de 2007 a 2013. Atualmente é Auditor
Interno e Gerente Administrativo do Fundo Dinâmica Energia do Banco Clássico S.A. Membro Suplente do
Conselho Fiscal da CEG, até abril de 2016.
Rafael Amorim de Amorim – O Sr. Rafael Amorim de Amorim, Advogado e Administrador. Mestre em
Direito pelo Programa de Pós-Graduação Stricto Sensu da Universidade Católica de Brasília (UCB-DF).
Consultor Legislativo - Área Direito Administrativo e Administração Pública - da Câmara dos Deputados.
Subcontrolador de Correição Administrativa da Controladoria-Geral do Estado de Minas Gerais. Conselheiro
Fiscal da CEMIG S.A. Professor do Centro Universitário do Distrito Federal (UDF) e Instrutor de cursos da
Escola de Administração Fazendária do Ministério da Fazenda - ESAF/MF - e do Centro de Formação da
Câmara dos Deputados - CEFOR. Exerceu cargos efetivos e/ou comissionados na Controladoria-Geral da
União, no Ministério do Desenvolvimento Indústria e Comércio Exterior e na Advocacia-Geral da União. Foi
Conselheiro Fiscal da Light S.A (exercício 2015/2016).
Conselho de Consumidores
Instituímos um Conselho de Consumidores em conformidade com a lei brasileira, que é composto por
representantes de grupos de consumidores e organizações representativas de interesses coletivos, mas não por
membros de nosso Conselho de Administração. O Conselho de Consumidores assessora nossa companhia no
tocante a questões relativas a serviços e demais questões do interesse de nossos clientes.
Comitê de Auditoria
Nosso Conselho Fiscal atua como nosso Comitê de Auditoria para os fins da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
Segundo a Seção 10A-3, das normas da SEC sobre Comitês de Auditoria de companhias listadas na Bolsa de
Nova Iorque, emitentes não norte-americanos têm permissão para não ter um Comitê de Auditoria separado,
formado por membros independentes, desde que possuam um Conselho Fiscal estabelecido e escolhido de
acordo com as normas legais de seu país de origem, as quais requeiram ou permitam, expressamente, que tal
Conselho siga certas obrigações. Também segundo esta exceção, um Conselho Fiscal pode exercer as
obrigações e responsabilidades de um Comitê de Auditoria dos Estados Unidos, até o limite permitido pela
legislaçã o brasileira. Os especialistas financeiros de nosso Conselho Fiscal são os Srs. Newton Brandão
Ferraz Ramos e Ronaldo Dias.
165
Empregados
Em 31 de dezembro de 2015, tínhamos 6.202 empregados na CEMIG, Cemig Distribuição e Cemig Geração e
Transmissão, dos quais 210 estavam no nível gerencial, e 77 contratados como mão de obra temporária. Em
31 de dezembro de 2014, possuíamos 7.922 empregados na CEMIG, Cemig Distribuição e Cemig Geração e
Transmissão, dos quais 219 estavam no nível gerencial, e 401 contratados como mão de obra temporária. Em
31 de dezembro de 2013, possuíamos 7.922 empregados, dos quais 221 estavam no nível gerencial, e 401
contratados como mão de obra temporária. A tabela a seguir apresenta nossos empregados por categorias, nas
mencionadas datas:
Número de empregados em(1)
31 de dezembro de
2015(2)
31 de dezembro de
2014
31 de dezembro de
2013
Gerentes ........................................................................... 210 219 221
Profissionais ..................................................................... 1.448 1.360 1.365
Técnicos operacionais e funcionários de escritório .......... 6.202 6.343 6.336
Total ................................................................................ 7.860 7.922 7.922
(1) Esses números refletem apenas os empregados da Cemig Geração e Transmissão, Cemig Distribuição e Cemig. (2) Em 2015, 23 empregados foram admitidos, 07 reintegrados e 94 empregados deixaram nossa companhia.
Sindicatos
Reuniões anuais foram realizadas para negociação coletiva com os sindicatos que representam os
empregados da Companhia. Os Acordos Coletivos de Trabalho que resultaram das referidas reuniões
contemplam reajustes salariais, benefícios, direitos e deveres que regem as relações de emprego. Os
referidos acordos entram em vigor pelo período subsequente de 12 meses, com início em 1º de novembro de
cada ano.
As negociações do Acordo Coletivo de Trabalho 2015/2016 entre a Empresa e Sindicatos foram finalizadas e
consistiram na negociação das cláusulas econômicas e de benefícios. Tendo em vista que as negociações do
Acordo Coletivo de Trabalho 2012/2013 não lograram a assinatura do termo, requerendo a instauração de
dissídios coletivos pelas partes negociantes. Assim, no mês de julho de 2013, o Tribunal Regional do
Trabalho – TRT 3ª Região publicou a Sentença Normativa resultante da mediação, com vigência de quatro
anos, ou seja, de 01/11/2012 a 31/10/2016. Dessa forma, as cláusulas econômicas podem ser revistas
anualmente, através de novas negociações coletivas entre a Empresa e as diversas entidades sindicais que
representam os empregados. Dentre os itens acordados para o período 2015/2016, destacam-se o reajuste
salarial e a correção das cláusulas econômicas sob o percentual de 10,33%, mais 3% de reajuste salarial
retroativo a novembro de 2012, concedidos pelo Acórdão TST-RO-1573-50.2012.5.03.0000, a distribuição do
valor linear de R$64,13, acrescido ao salário de todos os empregados, a título de verba para aumentos
individuais de salário – referência a dezembro de 2014 (distribuição em 2015), conforme cláusula 31ª da
Sentença Normativa 2012-2016 e a distribuição de 1% de aumento, a todos os empregados com vínculo
empregatício em julho de 2016, referente à quitação das obrigações da cláusula 48ª do Acordo Coletivo de
Trabalho 2007/2008.
A Sentença Normativa manteve os mesmos pontos dos ACTs de anos anteriores: pagamento de horas extras
diurnas e noturnas; gratificações; estabelecimento de teto para concessão de auxílio financeiro para
formação em cursos técnicos ou de graduação; adiantamento da primeira parcela do 13º salário; benefícios
assistenciais; liberação de dirigentes sindicais e estabilidade provisória; verba para concessão de alterações
salariais.
No âmbito da saúde e segurança no trabalho, são garantidas a regulamentação das Comissões Internas de
Prevenção de Acidentes (CIPAS), inclusive com a participação dos sindicatos; o inventário médico de saúde;
a fiscalização de empreiteiras quanto à segurança do trabalho e a notificação de acidentes graves ou fatais.
Durante as negociações, ocorreu paralisação de 52 dias com a participação de cerca de 16,1 5% dos
empregados. Em caso de ocorrência de greves, a Empresa conta com o Comitê de Emergência Operacional,
166
criado com o objetivo básico de estabelecer um Plano de Contingência para manutenção dos serviços
essenciais da Empresa.
Após negociações com os sindicatos, foi finalizada a assinatura do Acordo Coletivo de Trabalho com 17
entidades sindicais, compreendendo um reajuste salarial de 10,33%, regulamentação dos critérios para
distribuição de verba para aumentos individuais de salário, alterações no Seguro de Vida em grupo,
concessão de tíquete extra e manutenção dos empregos e programas de desligamento voluntário, válido para
o período entre 01 de Novembro de 2015 a 31 de outubro de 2016. Além disso, também foi assinado o acordo
coletivo que rege especificamente a partilha de lucros ("PLR") para o pagamento de participação nos lucros
ou resultados, válido por dois anos, obedecendo às metas acordadas entre Empresa e empregados, como
detalhado abaixo.
Remuneração
A CEMIG remunera e beneficia seus empregados de forma avançada e competitiva, em consonância com as
melhores práticas do mercado.
Visando consolidar a atratividade da Empresa no mercado, a estratégia de remuneração da Cemig reflete um
posicionamento compatível e competitivo com o mercado, com benefícios e programas voltados para o bem-
estar dos empregados. Para isso, ela conta com um Plano de Cargos e Remuneração (PCR), no qual os cargos
estão descritos com base em sua natureza e complexidade, bem como nos requisitos de conhecimentos
necessários para os desempenhos das funções. As remunerações são definidas considerando as avaliações de
cargos, feitas de acordo com metodologia específica. Esse plano está orientado para atrair, desenvolver, reter
e valorizar os melhores talentos profissionais da Empresa necessários à condução do seu negócio, preservando
a cultura, o alinhamento aos objetivos empresariais, a competitividade e longevidade no mercado onde atua,
sem perder de vista as particularidades de seu segmento de atuação e o pensamento de que as pessoas com o
resultado do seu trabalho, são responsáveis por manter e desenvolver a Organização. Além disso, o PCR
estabelece critérios para concessão de progressões horizontais e verticais, que contemplam, entre outros
fatores, o desempenho do empregado.
Com a alteração da Diretoria Executiva da Cemig ocorrida em janeiro de 2015 e a reformulação do
Planejamento Estratégico da Empresa, o projeto de revisão do PCR com conclusão inicial para 2014 teve que
ser adiado para uma nova data de conclusão que ocorrerá em 2017. O objetivo é adaptá-lo à nova realidade
dos negócios empresariais, ao planejamento estratégico da Empresa e alinhado aos demais processos de RH.
Anualmente é acordada entre Empresa e entidades sindicais uma verba para concessão de reajustes
individuais de salário, a ser aplicada conforme critérios definidos na norma interna que regulamenta o PCR.
A tabela a seguir apresenta a média mensal do Salário-Base e da Remuneração, por categoria funcional:
Salário-Base Médio em
31 de dezembro de 2015
Remuneração Média em
31 de dezembro de 2015
Gerentes ................................................................... R$16.756,40 R$26.795,45
Equipe professional .................................................. R$8.277,10 R$10.997,37
Equipe técnica operacional e funcionários
de escritório .......................................................... R$3.861,22 R$6.160,05
167
Programa de Participação nos Lucros, Resultados e Produtividade:
A CEMIG tem um programa de participação nos lucros e resultados para os empregados em conformidade
com a legislação trabalhista brasileira aplicável. Ocorre a distribuição dos lucros apenas se forem alcançadas,
em conjunto, pelo menos 50% das metas corporativas, observando-se o peso relativo a cada um dos
indicadores corporativos e individuais.
Em 2015, diferentemente de anos anteriores, não houve antecipação de pagamento da PLR. O pagamento será
realizado, conforme ACE assinado, no montante previsto de R$100 milhões a serem distribuídos em 05/2016,
referentes ao programa de PLR de 2015, ficando garantido que nenhum empregado receberá valor inferior a
1.2 remuneração.
No ano de 2014, foi antecipado o pagamento de parte da participação nos lucros aos empregados, referente ao
exercício de 2014, no montante de aproximadamente R$106.2 milhões, e a porção remanescente foi paga em
abril de 2015.
Em 2013, foi antecipado o pagamento de parte da participação nos lucros aos empregados, referente ao
exercício de 2013, no montante de aproximadamente R$96.7 milhões, e a porção remanescente de R$103.4
milhões foi paga em abril de 2014, totalizando R$200.1 milhões pagos a título de participação nos lucros e
resultados.
Benefícios
A Empresa concede aos seus empregados uma gama de benefícios, como reembolso de despesas dos
empregados e/ou dependentes com deficiência, assistência funeral em caso de morte de empregado ou de seus
dependentes diretos e pagamento de parte da contribuição do empregado para o plano de previdência
complementar. Em 2015, um total de R$237.1 milhões foi pago em benefícios para empregados, consistindo
de R$100.2 milhões em contribuições ao plano de pensão e R$136.9 milhões em benefícios assistenciais.
Programa de Demissão Voluntária
Em janeiro de 2013, foi lançado o Programa Incentivado de Desligamento, ou PID, em resposta às
alterações regulatórias do setor elétrico, tendo como público-alvo empregados que atendiam as seguintes
condições em 2013: mais de 20 anos (i) de emprego na Cemig e (ii) de contribuição à Forluz; estar
aposentados perante o INSS.
Em 2013, 854 empregados se desligaram da Companhia através da adesão ao PID. Receberam (i)
pagamento de até quatro vezes a remuneração bruta mensal do empregado (sem isenção de imposto de
renda) e (ii) depósito da “penalidade” (aplicável às demissões sem justa causa) de 40% do saldo do FGTS.
Adicionalmente, a Cemig garantiu o pagamento integral do plano de seguro de vida em grupo e do plano de
saúde por seis meses, com início na data em que o empregado for desligado da Companhia.
Em 2014, 2 empregados foram desligados por aderiram ao PID, os quais, em razão de afastamento por
motivo de saúde, foram desligados apenas quando da alta médica.
Em novembro de 2015 foi lançado o Programa de Desligamento Voluntário Programado, ou PDVP, tendo
como público-alvo empregados que atendiam as seguintes condições até 31/12/2015: mais de 10 anos (i) de
emprego na Cemig e (ii) de contribuição à Forluz; e direito ou possibilidade de adquirir até 31/12/2015 o
direito à aposentadoria pelo INSS necessariame nte com 35 anos de contribuição e o mínimo de 55 anos de
idade, se do gênero masculino; ou necessariamente 30 anos de contribuição e o mínimo de 50 anos de idade,
se do gênero feminino. Como verbas rescisórias, os empregados receberam o depósito da “penalidade”
(aplicável às demissões sem justa causa) de 40% do valor base rescisório do FGTS, além de até 3 (três)
remunerações referentes ao aviso prévio indenizado. Houve a adesão de 175 empregados, cujos
desligamentos iniciaram-se em março/2016, com prazo final em outubro/2016.
168
Saúde e Segurança
Em 2015, o índice da Taxa de Frequência de Acidentes com Afastamento (TFA) apurado para nossa força de
trabalho foi de 2,56 acidentados com afastamento por milhão de homens-hora de exposição ao risco. Este
valor representa um aumento de 21,5% em relação ao ano anterior (2,01%), interrompendo uma tendência
contínua de redução dos acidentes com afastamento nos últimos 3 anos, considerando tanto pessoal próprio
(2,04%) quanto contratado (2,74%).
As maiores causas de acidentes de trabalho com afastamento estão voltadas às questões de trânsito, falhas no
planejamento e nas análises de risco da tarefa e no cumprimento das etapas de execução das atividades.
Para assegurar o cumprimento da Política e alcançar a META ZERO de acidentes Graves e Fatais, a CEMIG,
tend o analisado os elevados índices de segurança conseguidos pelas empresas espanholas, buscou a
cooperação técnica da ORGANIZAÇÃO IBEROAMERICANA DE SEGURIDADE SOCIAL – OISS,
entidade internacional voltada para o atendimento a países latino-americanos e todos aqueles que estão
ligados pelos idiomas português e espanhol, para implementação de um programa de acompanhamento de
ações de prevenção em Saúde e Segurança do Trabalho.
Em consequência deste Acordo de Cooperação Técnica entre as duas instituições, foi elaborado um Plano de
Trabalho que contemplam ações que iniciam-se em junho/16 e vão até dezembro de 2018, envolvendo toda a
força de trabalho da CEMIG.
Ações Detidas
Nenhum de nossos conselheiros e diretores é titular de mais de 0,03% de nossas ações preferenciais e mais de
0,03% de nossas ações ordinárias.
Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas
Principais Acionistas
Em 31 de dezembro de 2015, o Governo do Estado de Minas Gerais era titular, direta ou indiretamente, de
214.414.739 ações ordinárias ou 50,96% de nossas ações com direito a voto e nenhuma ação preferencial. Na
mesma data, a AGC Energia, nosso segundo maior acionista, era titular de 138.700.848 ações ordinárias ou,
aproximadamente, 32,96% dessas ações, e 42.671.763 ações preferenciais, ou aproximadamente 5,09% dessas
ações. A AGC Energia é uma subsidiária da Andrade Gutierrez Concessões S.A. (“AGC”), uma afiliada do Grupo
AG. O Grupo AG é um dos maiores grupos privados da América Latina, com presença nos setores de engenharia,
construção, telecomunicações, energia e concessões públicas. Nossos principais acionistas não detêm direitos de
voto diferentes no tocante às ações por eles detidas.
169
Constam do quadro abaixo certas informações referentes à titularidade de nossas ações ordinárias e ações
preferenciais em 31 de dezembro de 2015.
Acionista
Ações
Ordinárias
%
da Classe
Ações
Preferenciais
%
da Classe
Governo do Estado de Minas
Gerais(1) ........................................................................... 214.414.739 50,96%
AGC Energia S.A. .............................................................. 138,700,848 32.96% 42,671,763 5.09%
FIA Dinâmica Energia Fund .............................................. 39.948.054 9,49% 28,866,590 3.44%
Todos os conselheiros e diretores conjuntamente .............. 105.920 0,03% 153,786 0.02%
91.38%
Outros................................................................................. 27.595.078 6,55% 765,824,158 99.93%
Total das ações ................................................................... 420.764.639 100% 837.516.297
Ações em tesouraria ........................................................... 69 0,00% 560.649 0.07%
Total de ações emitidas .................................................... 420.764.708 100% 838.076.946 100%
(1) As ações atribuídas nesta rubrica ao Governo do Estado de Minas Gerais incluem ações detidas pela MGI e outras agências do Governo Estadual e
companhias controladas pelo Estado.
Desde a constituição de nossa companhia, nossas operações foram influenciadas pelo fato de sermos controlados pelo Governo do Estado de Minas
Gerais. Nossas operações tiveram e continuarão tendo importante impacto no desenvolvimento do comércio e indústria de Minas Gerais e nas condições
sociais do Estado. O Governo do Estado de Minas Gerais, ocasionalmente no passado, orientou nossa companhia a dedicar-se a certas atividades e
efetuar certos dispêndios destinados, precipuamente, a promover os objetivos sociais, políticos ou econômicos do Governo do Estado de Minas Gerais e
não necessariamente destinados à geração de lucros de nossa companhia, podendo voltar a nos orientar neste sentido no futuro. Veja a seção “Item 3.
Informações Relevantes – Fatores de Risco – Riscos Relativos à CEMIG – Somos controlados pelo Governo Estadual, o qual poderá ter interesses
diversos dos interesses dos investidores.”
Em 31 de dezembro de 2015, possuíamos 40 acionistas de ações ordinárias registrados nos Estados Unidos,
detentores do total de 7.643.685 ações ordinárias. Possuíamos também 276 acionistas de ações preferenciais
registrados nos Estados Unidos, detentores do total de 429.369.263 ações preferenciais. Esses dados não
incluem as 287.918.816 ações preferenciais e as 462.508 ações ordinárias convertidas em ADRs.
Embora nosso Estatuto Social não ofereça restrições referentes a uma mudança em nosso controle, para que
tal mudança ocorra é exigida uma lei estadual autorizando a alteração do controle. Por sermos uma companhia
controlada pelo Estado, a venda de mais de 50% do capital com direito a voto da CEMIG pelo Governo
Estadual (ou qualquer outra transação que possa transferir o controle da companhia, seja totalmente ou
parcialmente) exige a aprovação de legislação de autorização específica pelo poder legislativo de Minas
Gerais, aprovada por no mínimo 60% dos membros da Assembleia Estadual. A autorização acima
mencionada deve ainda ser aprovada pelos cidadãos locais em um referendo.
Em 15 de abril de 2010, a Lazard Asset Management LLC nos notificou que adquiriu 17.497.213 ações, ou
5,01% do total de ações de emissão da CEMIG. Em 4 de fevereiro de 2011, a Lazard Asset Management LLC
nos notificou que aumentou sua participação na CEMIG para 7,46%, representando um total de 28.673.232
ações. Em 13 de Maio de 2014, Lazard Asset Management LLC nos notificou que possuía 43,114,404 ações
preferenciais, representadas pelas ADRs, ou 5.14% do total de ações de emissão da CEMIG. Em 06 de Junho
de 2014, Lazard Asset Management LLC nos notificou que possuía 42,475,810 p ações preferenciais,
representadas pelas ADRs, ou 5.07% do total de ações de emissão da CEMIG.
Em 18 de junho de 2010, a AGC Energia notificou a ocorrência da transferência de ações no âmbito do
Contrato de Compra e Venda de Ações celebrado pela Southern e a AGC Energia, com a AGC como
interveniente, em 12 de novembro de 2009. A AGC Energia adquiriu da Southern 98.321.592 ações ordinárias
emitidas pela CEMIG, representando 32,96% do capital social votante e 14,41% do capital social. A AGC
Energia enfatizou que a referida transação não altera o controle acionário ou a estrutura administrativa da
CEMIG.
170
Em 1º de agosto de 2011, a AGC Energia e o Estado de Minas Gerais celebraram um acordo de acionistas
(reconhecido pela CEMIG e com o BNDESPar como terceiro beneficiário), no qual a AGC Energia possui o
direito, dentre outros, de nomear nosso Diretor de Desenvolvimento de Negócios, sujeito a aprovação pelo
Estado de Minas Gerais. Para maiores informações, veja Nota 23 das nossas Demonstrações Financeiras
consolidadas.
Em 26 de março de 2013 o FIA Dinâmica Energia nos notificou que adquiriu 19.074.800 ações ON, o
equivalente na época a 5,1% do capital votante da CEMIG.
Em 22 de outubro de 2015, MGI – Minas Gerais Participações nos notificou que havia reduzido de
9,38% para 1,20% sua participação nas ações preferenciais.
Em 20 de Janeiro de 2016, FIA Dinâmica Energia adquiriu 2.360.000 ações PN. Com essa aquisição, FIA
Dinâmica Eneria passou a deter 5,28% das ações preferenciais emitidas pela Cemig.
No dia 3 de março de 2016, a BNDES Participações S.A permutou a totalidade da sua posição de debêntures
sob a Escritura da 1ª Emissão Privada de Debêntures Perpétuas, Participativas, Não Conversíveis,
Permutáveis, da Espécie com Garantia Real, em série Única, da AGC Energia datada de 28/02/2011 e aditada
em 17/01/2012, por 54.342.992 ações ordinárias e 16.718.797 ações preferenciais de emissão da Cemig, de
titularidade da AGC Energia. Após a permuta, a participação da BNDESPar na Cemig — que em 2 de março
de 2016 totalizava 0% das ações ordinárias e 1,13% das ações preferenciais — foi elevada para 12,9% das
ações ordinárias e 3,13% das ações preferenciais.
Desconhecemos quaisquer outras alterações significativas na porcentagem da participação acionária de nossos
acionistas detentores de 5% ou mais de nossas ações com direito de voto em circulação durante os últimos três
anos.
Transações com Partes Relacionadas
Nossa companhia é parte das seguintes transações com partes relacionadas:
As operações de venda e compra de energia elétrica, entre geradores e distribuidores, foram realizadas
através de leilões organizados pelo Governo Federal e as operações de transporte de energia elétrica,
realizadas pelas transmissoras, decorrem da operação centralizada do Sistema Interligado Nacional
realizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Estas operações ocorrem em termos equivalentes
aos que prevalecem nas transações com partes independentes.
Venda de energia elétrica ao governo do Estado de Minas Gerais. Essas transações ocorrem em condições
equivalentes àquelas que prevalecem nas transações com as partes independentes, devido ao fato de que o
preço da eletricidade é definido pela Aneel por meio de uma resolução referente ao reajuste tarifário
anual da Companhia.
Os contratos da Forluz, que é a entidade responsável por gerenciar o fundo de pensão dos nossos
empregados, são reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) do Instituto
Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) (vide Nota Explicativa nº 21) e serão amortizados até o
exercício de 2024.
Contribuições da Cemig para o Fundo de Pensão referentes aos empregados participantes do Plano Misto
(vide Nota Explicativa nº 25) e calculadas sobre as remunerações mensais em conformidade ao
regulamento do Fundo.
Recursos para o custeio administrativo anual do Fundo de Pensão em conformidade a legislação
específica do setor. Os valores são estimados em um percentual da folha de pagamento da Companhia;
Contribuição pela patrocinadora ao plano de saúde e odontológico dos empregados (vide Nota
Explicativa nº 21).
171
Aluguel do edifício sede.
Adiantamentos contra entrega futura de eletricidade. Esses contratos são atualizados a taxas entre 135% e
155% do CDI.
Empréstimo com a Renova no montante total de R$ 60 milhões a ser amortizado por um pagamento
inicial de R$ 6 milhões mais onze parcelas mensais consecutivas até 10 de fevereiro de 2018. As parcelas
mensais renderão juros iguais a 150% do CDI, a partir de 15 de dezembro de 2015 até a data efetiva do
pagamento.
Contrato para prestação de serviços de gestão e manutenção da usina de geração de energia.
Contrato relacionado ao desenvolvimento de software de gerenciamento.
Item 8. Informações Financeiras
Demonstrações Financeiras Consolidadas e Demais Informações Financeiras
Favor consultar nossas demonstrações financeiras que constam do início da página F-1 deste documento bem
como o “Item 3. Informações Relevantes – Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas.”
Processos Judiciais e Administrativos
A Cemig e suas controladas, em especial suas subsdiárias Cemig Geração e Transmissão e a Cemig
Distribuição, são partes em processos administrativos e judiciais envolvendo questões tributárias, regulatórias,
consumeristas, administrativas, ambientais, trabalhistas e outras em relação aos seus negócios. Em
conformidade com as regras IFRS, registramos e divulgamos as quantias dos processos em que a chance de
perda foi avaliada como “provável”, e divulgamos as quantias dos processos em que a chance de perda foi
avaliada como “possível”, na medida em que esses montantes puderam ser razoavelmente estimados. Para
mais informações em relação a tais contingências, vide as Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis
consolidadas.
Questões Regulatórias
A Cemig e a Cemig Distribuição são partes em processos judiciais e administrativos que discutem cláusula
dos Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica para iluminação pública, firmados com diversos
municípios abrangidos pela sua área de concessão. No caso dos processos judiciais, estes também visam à
restituição da diferença dos valores cobrados nos últimos 20 anos, caso seja reconhecido em juízo que tal
cobrança é indevida. Os processos se baseiam em um alegado equívoco da Cemig na estimativa de tempo
utilizada para o cálculo do consumo de energia elétrica da iluminação pública custeado pela Contribuição de
Iluminação Pública (CIP). Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nessas ações era de,
aproximadamente, R$1,3 bilhão e a chance de perda foi avaliada como “possível” tendo em vista que a
jurisprudência ainda não se estabilizou definitivamente de forma favorável à tese das companhias.
A Cemig Geração e Transmissão impetrou Mandado de Segurança requerendo sua habilitação como
assistente litisconsorcial passivo em Ação Ordinária ajuizada pela AES Sul contra a Aneel, por meio da qual a
Autora requer a anulação do Despacho Aneel nº 288/2002 que determinou as diretrizes de interpretação da
Resolução Aneel nº 290/2000, e assim, modificou a situação da AES Sul Distribuidora, de credora para
devedora do Mercado Atacadista de Energia (MAE), antecessor da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE). A Cemig Geração e Transmissão obteve liminar para suspender o depósito em favor da
AES, determinado em liquidação financeira no valor histórico.
O pedido de habilitação foi julgado procedente e a Cemig Geração e Transmissão, agora, atua como assistente
da Centrais Eletricas de Santa Catarina S/A (CELESC) na ação principal (Ação Ordinária), nela podendo
apresentar petições e recursos, caso seja necessário. Contra esta decisão foi interposto Recurso Especial
perante o STJ que aguarda julgamento, o que não impede que a Cemig GT atue nos autos do processo a que
172
foi admitida. Referida Ação Ordinária foi julgada improcedente em primeira instância, decisão contra a qual a
AES Sul interpôs Recurso de Apelação, que foi julgado procedente. O Acórdão que julgou o Recurso de
Apelação foi objeto de Embargos de Declaração por parte da Cemig Geração e Transmissão, que foram
julgados (conhecidos e providos em parte para reconhecer que apenas a ANEEL deverá arcar com os
honorários sucumbenciais). Ainda não foram opostos recursos em face desta decisão. Em 31 de dezembro de
2015, o valor envolvido nessa ação era de R$230 milhões e a chance de perda foi avaliada como “possível”
tendo em vista que a decisão de Segunda Instância ainda poderá ser modificada, à vista dos recursos ainda
pendentes de julgamento.
173
A Cemig Geração e Transmissão, bem como suas subsidiárias, são representadas pela Associação Brasileira
dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE em ação judicial em que esta associação pretende
que seja judicialmente declarada a invalidade dos artigos 2º e 3º da Resolução CNPE 3, de 06/03/2013, que
determinam, em síntese, que o Operador Nacional do Sistema – ONS poderá, adicionalmente ao indicado
pelos programas computacionais, despachar recursos energéticos ou mudar o sentido do intercâmbio entre
submercados e que o custo do despacho adicional será rateado entre todos os agentes de mercado,
proporcionalmente à energia comercializada. Tais determinações representam ônus aos Agentes Geradores do
mercado, o que os levou, por suas associações, entre elas a APINE, a questionarem judicialmente a legalidade
da citada Resolução. Os pedidos da Autora foram julgados procedentes em primeira instância, confirmando o
provimento liminar concedido às associadas da APINE, entre elas a Cemig Geração e Transmissão e suas
subsidiárias. Esta decisão foi objeto de Recurso de Apelação distribuído à 7ª Turma do TRF – 1ª Região, que
aguarda julgamento. O valor atualizado desta demanda, para a Cemig Geração e Transmissão e suas
subsidiárias, em 31 de dezembro de 2015, é de aproximadamente R$155 milhões e a probabilidade de perda
está avaliada como “possível” tendo em vista o ineditismo da matéria discutida neste caso.
A Cemig Geração e Transmissão impetrou Mandado de Segurança contra ato do Ministro de Minas e Energia
com o objetivo de assegurar o direito dessa companhia relativo à prorrogação do prazo de concessão da Usina
Hidrelétrica de Jaguara (UHE Jaguara), nos termos da Cláusula 4ª do Contrato de Concessão nº 007/1997,
observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº 12.783/2013. A Cemig Geração e
Transmissão obteve provimento liminar, ainda em vigor, para continuar à frente da exploração comercial da
UHE Jaguara até que este Mandado de Segurança seja definitivamente julgado. Houve julgamento do mérito
desta Ação em que foram indeferidos os pedidos feitos pela Cemig GT. Antes que o resultado deste
julgamento fosse publicado, o que impediria a interposição do recurso adequado, a CEMIG GT propôs Ação
Cautelar junto ao Supremo Tribunal Federal – STF em que pleiteou provimento liminar que lhe permitisse
continuar a frente do empreendimento, o que foi deferido. Esta Ação Cautelar ainda não foi julgada. Com a
publicação do resultado do julgamento, a Companhia interpôs Recurso Ordinário dirigido ao STF em
01/03/2016. A contingência desta ação está classificada como de perda “possível” em razão de sua natureza e
da complexidade envolvida no caso concreto. Neste contexto, é de se reconhecer como elementos
configuradores da contingência a singularidade do Contrato de Concessão nº 007/1997, o ineditismo da
matéria, e que a ação proposta configura-se em leading case na discussão do Judiciário sobre a prorrogação de
concessões.
A Cemig Geração e Transmissão impetrou Mandado de Segurança contra ato do Ministro de Minas e Energia
com o objetivo de assegurar o direito dessa companhia relativo à prorrogação do prazo de concessão da Usina
Hidrelétrica de São Simão (UHE São Simão), nos termos da Cláusula 4ª do Contrato de Concessão nº
007/1997, observando-se as bases originais deste Contrato, anteriores à Lei nº 12.783/2013. O provimento
liminar originalmente obtido pela Cemig Geração e Transmissão para continuar à frente da exploração
comercial da UHE São Simão foi revisto e cassado pelo Min. Relator, sendo que, neste momento, a energia
gerada pela UHE São Simão está sendo liquidada pelo regime de “quotas”. O julgamento sobre o mérito desta
ação ainda não havia sido iniciado até o julgamento sobre o mandado de segurança com relação à Usina
Hidrelétrica Jaguara, referida acima, e o Ministro Relator do Tribunal declarou na sua decisão liminar que
poderia reexaminar o caso na eventualidade da decisão sobre o mandado de segurança no caso Jaguara não ter
sido proferida no prazo de 45 dias após o início das atividades da Primeira Seção do Tribunal Superior de
Justiça (STJ) em 2015.
A possibilidade de perda nesta ação foi classificada como “possível”, devido à sua natureza e à complexidade
envolvida neste caso específico. Deve-se notar que este caso tem uma série de elementos a serem
considerados:
(i) a natureza singular do Contrato de Concessão nº 007/1997;
(ii) a natureza sem precedentes do assunto; e
(iii) o fato de que a ação será um leading case com relação à extensão de concessões pelos Tribunais
Brasileiros, lado a lado com o caso Jaguara; já que ambos têm as mesmas questões e fatos a serem
consideradas , estão sendo considerados pelo mesmo órgão jurisdicional.
174
A Cemig Distribuição é parte em processo administrativo instaurado pela Agência Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL) que, em decorrência de supostas não conformidades relativas aos procedimentos de
contabilização adotados pela Companhia em desconformidade com as normas do setor de energia elétrica e
apuradas pelo órgão regulador durante fiscalização do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) da
Concessionária, culminou no Auto de Infração nº 014/2014. A defesa da Companhia visa o cancelamento ou
redução significativa da penalidade aplicada pela ANEEL. Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido no
procedimento era de, aproximadamente, R$66 milhões e a chance de perda foi avaliada como “possível”.
Aumentos de Tarifas
A Cemig Distribuição é ré, juntamente com a Aneel, em uma ação civil pública ajuizada pelo Ministério
Público Federal objetivando evitar a exclusão de consumidores da classificação na subclasse Tarifa
Residencial de Baixa Renda e, ainda, requerendo a condenação da Cemig Distribuição no pagamento em
dobro da quantia paga em excesso pelos consumidores de baixa renda. A decisão de primeira instância foi
favorável ao Ministério Público Federal, e a Cemig Distribuição e a Aneel ajuizaram recurso de apelação
perante o Tribunal Regional Federal. A decisão da corte de apelação neste processo está pendente desde
março de 2008. Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nessa ação era de, aproximadamente, R$222
milhões e a chance de perda foi avaliada como “possível” em função da existência de decisões, em outros
casos de natureza tanto administrativa quanto judicial, favoráveis à tese defendida pela Cemig Distribuição.
A Cemig Distribuição é ré em diversas ações judiciais e, em especial, em uma ação civil pública ajuizada pela
Associação Municipal de Proteção ao Consumidor e ao Meio Ambiente – AMPROCOM, nas quais se
discutem os valores das tarifas cobradas pela Companhia após 2002 e sua metodologia, e se requer, ainda, a
restituição, a todos os consumidores que foram lesados nos processos de revisão periódica e reajuste anual de
energia elétrica no período de 2002 a 2009, dos valores que alegadamente lhes foram indevidamente
cobrados. Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nessas ações era de R$276 milhões e a chance de
perda foi avaliada como “possível” em face do ineditismo da matéria debatida neste caso.
Impostos e Demais Contribuições
A Cemig e suas subsidiárias integrais, em especial a Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição,
são partes em diversos processos administrativos e judiciais relativos a tributos dentre os quais estas discutem
a imposição do Imposto Sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços, ou ICMS, Imposto Sobre a
Propriedade Territorial Rural, ou ITR, Programa de Integração Social, ou PIS/PASEP, e COFINS
(contribuições sociais impostas sobre o faturamento bruto), Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido, ou
CSLL, e Imposto de Renda da Pessoa Jurídica, ou IRPJ, dentre outros.
Em 2006, a Cemig, a Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição realizaram pagamentos adiantados a
alguns de seus empregados em troca dos direitos de tais empregados a futuros pagamentos, denominados como
“Anuênio”. Nenhum valor de imposto de renda ou contribuições à Previdência Social foi coletado em relação a
esses pagamentos, já que o entendimento das companhias é que os referidos tributos não seriam aplicáveis.
Contudo, a Receita Federal instaurou um processo administrativo para cobrar impostos sobre tais pagamentos. Para
evitar o risco de multas, as companhias ingressaram com dois mandados de segurança, e obtiveram decisões
desfavoráveis às companhias na primeira instância. Interpostos competentes Recursos de Apelação, aguarda-se
decisão da segunda instância em relação ao Imposto de Renda. Quanto às contribuições previdenciárias, o TRF da
1ª Região também julgou desfavoravelmente às Companhias, o que motivou a interposição de Recursos Especial e
Extraordinário, aguardando, então, os julgamentos destes Tribunais Superiores.
Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nessas ações era de, aproximadamente, R$264 milhões e a chance
de perda foi avaliada como “possível”, haja vista a natureza indenizatória dos adiantamentos realizados aos
empregados e a ausência de jurisprudência específica no Tribunal Regional Federal (TRF) da Primeira Região e no
Superior Tribunal de Justiça (STJ). Ressalte-se que, no tocante ao Imposto de Renda, tanto o STJ, como o TRF da
1ª Região, adotam o entendimento de que não há incidência do imposto em parcelas decorrentes da supressão de
vantagens por meio de acordo coletivo, uma vez que tais valores possuem caráter indenizatório.
O INSS instaurou um processo administrativo contra a Cemig em 2006 no qual alega o não recolhimento da
contribuição à seguridade social sobre os valores pagos aos empregados e diretores a título de Participação
175
nos Lucros e Resultados – PLR, no período entre os anos 1998 e 2004. Em 2007, foi impetrado mandado de
segurança buscando obter declaração de que tais pagamentos de participação nos lucros não estavam sujeitos
ao pagamento da contribuição à Seguridade Social. A Cemig recebeu sentença parcialmente favorável em
2008, que afastou a incidência da contribuição previdenciária sobre os pagamentos realizados aos empregados
a título de Participação nos Lucros e Resultados – PLR, mantendo-a, entretanto, a incidência do tributo em
relação aos pagamentos da PLR feitos aos diretores da Cemig. A Cemig recorreu e aguarda a decisão de
segunda instância. Em 31 de dezembro de 2015, o montante envolvido nesse processo foi avaliado em,
aproximadamente, R$160 milhões, e a chance de perda foi avaliada como “possível”, em decorrência do
resultado de julgamentos realizados em casos semelhantes pelo Conselho Administrativo de Recursos Fiscais
– CARF.
A Receita Federal do Brasil instaurou diversos processos administrativos contra a Cemig, a Cemig Geração e
Transmissão, Cemig Distribuição e Rosal Energia S.A., relativamente às contribuições previdenciárias sobre
diversas rubricas: participação nos lucros e resultados – PLR, programa de alimentação do trabalhador – PAT,
auxílio-educação, auxilio alimentação, anuênios, Adicional Aposentadoria Especial, tributos com
exigibilidade suspensa, pagamentos de hora extra, exposição a risco no ambiente de trabalho, Sest/Senat,
doação e patrocínio e multa por descumprimento de obrigação acessória. As defesas foram apresentadas pelas
companhias e aguarda-se o julgamento. Em 31 de dezembro de 2015, o montante reivindicado nesses
processos cuja chance de perda foi avaliada como “possível” totalizava, aproximadamente, R$1,36 bilhão e os
processos avaliados com chance de perda como “provável” totalizavam, aproximadamente, R$1 milhão.
A Receita Federal do Brasil instaurou diversos processos administrativos contra a Cemig, Cemig Geração e
Transmissão, a Cemig Distribuição e Sá Carvalho S.A., relativamente a Imposto de Renda de Pessoa Jurídica
– IRPJ e Contribuição Social sobre Lucro Líquido – CSLL. Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido
nesses processos totalizava, aproximadamente, R$227 milhões, e a chance de perda foi avaliada como
“possível”.A Receita Federal do Brasil autuou a Parati – Participações em Ativos de Energia Elétrica,
coligada da Cemig, e, na condição de responsável solidária de fato, a própria Cemig, relativamente a Imposto
de Renda Retido na Fonte – IRRF incidente sobre o ganho de capital na alienação de bens e direitos no Brasil
por não residente, na qualidade de responsável legal pela retenção e recolhimento do referido tributo. A
operação societária em questão corresponde à compra, pela Parati, e venda, pela Enlighted, em 07/07/2011, de
100% das participações na LUCE LLC (empresa com sede em Delaware, EUA), proprietária de 75% das
quotas do Luce Brasil Fundo de Investimento em Participações (“FIP Luce”), que por sua vez era detentor
indireto, através da Luce Empreendimentos e Participações S.A., de, aproximadamente, 13,03% do capital
total e votante (ações ordinárias) de emissão da Light S.A. (Light). Atualmente, após algumas operações
societárias, a Parati tornou-se titular direta de 100% das ações da Luce Empreendimentos e Participações
S.A., que, por sua vez, é titular de, aproximadamente, 13,03% do capital total e votante da Light. O FIP Luce
foi encerrado em 06/12/2012 e o Luce LLC, em 18/05/2012. Em 31/12/2015, o montante reivindicado nesse
processo cuja chance de perda foi avaliada como “possível” totalizava, nessa data, aproximadamente, R$202
milhões.
A Cemig e suas subsidiárias integrais, especialmente a Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição,
são partes em diversos processos judiciais e administrativos que versam sobre compensações de créditos
decorrentes de saldos negativos nas Declarações de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa Jurídica –
DIPJ, além de pagamentos a maior, identificados pelos DARF’s e/ou DCTF’s, envolvendo os seguintes
tributos: IRPJ, CSLL, PIS e COFINS. As companhias estão contestando a não homolocação das
compensações e a cobrança dos débitos compensados pelo fisco federal. Em 31 de dezembro de 2015, o valor
envolvido nesses processos totalizavam, aproximadamente, R$ 663,2 milhões, e a chance de perda foi
avaliada como “possível”.
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A Cemig é parte em um processo judicial que discute pedidos de restituição e compensação de créditos
decorrentes de saldos negativos nas Declarações de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa Jurídica –
DIPJ, além de pagamentos a maior, identificados em DARF’s e DCTF’s, dos anos-calendário de 1997 a 2000.
Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nesse processo totalizou, aproximadamente, R$482 milhões, e
a chance de perda foi avaliada como “possível”, em razão de que a decisão final será baseada,
primordialmente, pelo exame da ampla documentação dos processos administrativos relacionados à ação,
mediante identificação dos elementos passíveis de corroborar os argumentos da Cemig.
Contratações
A Cemig Distribuição é parte em processos judiciais envolvendo reinvindicações de reequilíbrio econômico
financeiro de contratos de implantação relacionados ao Programa Nacional de Universalização do Acesso e
Uso de Energia Elétrica – Luz para Todos. Em 31 de dezembro de 2015 o valor envolvido nesses processos
totalizava R$202 milhões, e a chance de perda foi avaliada como “possível”.
A Cemig é parte em um Processo Administrativo de Crédito Estadual (PACE) instaurado pelo Estado de
Minas Gerais, em 29/12/2014, que versa sobre a cobrança de uma suposta diferença entre o valor devolvido
pela Cemig ao Estado de Minas Gerais, em dezembro de 2011, a título de restituição de Adiantamento para
Futuro Aumento de Capital (“AFAC”), e o valor entendido como devido pelo Estado de Minas Gerais.
Considerando a instauração do PACE, o Conselho de Administração, em reunião realizada na data de
29/12/2014, deliberou autorizar a Diretoria Executiva a tomar, de forma urgente, todas as medidas necessárias
para buscar a suspensão da exigibilidade do crédito cobrado pelo Estado no PACE, inclusive mediante a
realização de depósito administrativo ou/judicial. Em 29/12/2014, a Cemig efetivou o depósito administrativo
da importância cobrada pelo Estado de Minas Gerais, correspondente a R$239,4 milhões. Em 31 de dezembro
de 2015, o valor envolvido nesse processo administrativo correspondia a R$269 milhões e a chance de perda
foi avaliada como “provável”.
A Cemig e o Estado de Minas Gerais são partes em processo administrativo em curso perante o Tribunal de
Contas do Estado de Minas Gerais (TCMG), instaurado a partir de representação que versa sobre supostas
irregularidades na forma utilizada para aplicação dos juros moratórios, bem como no percentual de desconto
concedido, quando da liquidação da dívida do Estado de Minas Gerais para com a Cemig, relativa ao Contrato
de Cessão de Crédito do Saldo Remanescente da Conta de Resultados a Compensar (Contrato CRC). Em 31
de dezembro de 2015, o valor envolvido na representação era de, aproximadamente, R$363 milhões e a
chance de perda foi avaliada como “possível”.
Obrigações Trabalhistas
A Cemig, a Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição são rés em diversas ações movidas por
empregados próprios e empregados de empresas que lhes prestam serviços. Essas ações versam, de modo
geral, sobre horas extras, adicionais, verbas rescisórias, benefícios diversos, ajustes salariais, reflexos em
plano de aposentadoria complementar e pedidos relacionados à terceirização de mão de obra. De acordo com
as leis do trabalho brasileiras, os reclamantes devem ajuizar ações para recebimento de eventuais direitos não
pagos no prazo de dois anos contados do término do contrato de trabalho, sendo tais direitos limitados ao
prazo de cinco anos anteriores ao ajuizamento da ação. Em 31 de dezembro de 2015, o valor dos pleitos com
chance de perda “provável” era de, aproximadamente, R$290 milhões, e com chance de perda “possível” era
de, aproximadamente, R$682 milhões, incluído o valor da Ação de Cumprimento de Sentença mencionada a
seguir.
177
Adicionalmente, a Cemig, Cemig Distribuição e Cemig Geração e Transmissão figuraram como partes em
Dissídio Coletivo ajuizado pelo Sindicato dos Trabalhadores na Indústria Energética de Minas Gerais –
SINDIELETRO mais 13 Federações/Sindicatos perante a Justiça do Trabalho, cuja decisão transitou em
julgado em 23 de fevereiro de 2015, condenando-as a conceder aumento real nos salários dos seus
empregados por produtividade à base de 3% (três por cento) a serem aplicados desde 01 de novembro de
2012. Em março de 2015, as referidas Companhias implementaram o aumento de 3% (três por cento) na folha
de pagamento e, em 06 de outubro de 2015, celebraram Acordo Específico com as entidades sindicais, à
exceção do Sindicato dos Trabalhadores do Sul de Minas – SINDISUL, para o pagamento dos valores
retroativos, referente ao período de 01 de novembro de 2012 a 28 de fevereiro de 2015, de forma parcelada na
folha de pagamento. Em 06/04/2015, o SINDISUL ajuizou Ação de Cumprimento de Sentença, que visa o
recebimento do montante devido a cada empregado da sua base sindical em relação ao referido período. Em
31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nesta Ação de Cumprimento de Sentença era de,
aproximadamente, R$13 milhões, e a chance de perda foi avaliada como “possível”.
Questões Ambientais
A Cemig, a Cemig Geração e Transmissão, a Southern Electric e a FEAM são rés em uma Ação Civil Pública,
proposta em 5 de fevereiro de 2007 pela Associação Regional Ambiental de Patrocínio, que teve por objeto
pedido de indenização e reparação de danos ambientais causados pela Usina Hidrelétrica de Nova Ponte. A
defesa foi apresentada pelas companhias e aguarda-se o julgamento. Em 31 de dezembro de 2013, o valor
envolvido nessa ação foi avaliado em aproximadamente R$1,8 bilhão com base no valor dado à causa.
Todavia, considerando a fase do processo, bem como alterações legislativas posteriores à distribuição da ação,
foi possível a reapreciação pela área técnica dos pedidos e a reavaliação do valor a ser desembolsado em
eventual condenação. Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nesse processo era de,
aproximadamente, R$314 milhões, e a chance de perda foi avaliada como “possível”. Entretanto, devido a
uma decisão favorável em 11 de março de 2016 no julgamento da ação, a Companhia revisou a chance de
perda para remota.
O Ministério Público do Estado de Minas Gerais e outros ajuizaram ações civis públicas e populares em
desfavor da Cemig, da Cemig Geração e Transmissão e da Cemig Distribuição demandando que essas
companhias invistam no mínimo 0,5% (meio por cento) do valor da sua receita operacional anual desde 1997
na proteção e na preservação ambiental dos mananciais hídricos nos municípios onde estão localizadas usinas
hidrelétricas e que indenizem o Estado de Minas Gerais, proporcionalmente, pelo dano ambiental causado em
decorrência de alegada omissão das companhias no cumprimento da lei do Estado de Minas Gerais nº
12.503/97. Quatro dessas ações foram julgadas parcialmente procedentes pelo Tribunal de Justiça de Minas
Gerais, com a condenação da Cemig e da Cemig Geração e Transmissão a investir o percentual de 0,5% anual
da receita operacional bruta desde 1997 em medidas de preservação e proteção ambiental dos mananciais
hídricos. As companhias interpuseram recursos ao STJ e ao STF, visto que as ações envolvem leis federais e
matéria constitucional. Em 31 de dezembro de 2015, o valor envolvido nessas ações era de R$99 milhões, e a
chance de perda foi avaliada como “possível”.
Adicionalmente, a Cemig, a Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição são partes em diversos
outros processos administrativos e judiciais e demandas envolvendo questões ambientais com relação a
determinadas áreas protegidas, licenças ambientais e indenização por danos ambientais, entre outras. Em 31
de dezembro de 2015, os valores envolvidos nesses processos avaliados com chance de perda “provável”
totalizaram, aproximadamente, R$0,06 milhão e os valores dos processos avaliados com a chance de perda
“possível” totalizaram, aproximadamente, R$90 milhões. Esses processos também incluem outras ações civis
públicas, nas quais os valores envolvidos não podem ser apurados com precisão, tendo em vista que a maioria
dessas ações está relacionada a danos ambientais e contêm pedidos de indenização, recuperação de áreas
degradadas e medidas compensatórias que serão definidos no curso dos processos, mediante a realização de
perícias para apuração dos valores. Acrescentamos que, como as ações civis públicas se referem a direitos
coletivos, ações individuais podem ser ajuizadas visando reparações ou danos provenientes de decisões
judiciais proferidas nas ações civis públicas.
Propriedade e responsabilidade
178
A Cemig, a Cemig Geração e Transmissão e a Cemig Distribuição são partes em diversos processos judiciais,
principalmente como rés, referentes a imóveis e a indenizações decorrentes de acidentes ocorridos no curso
ordinário dos negócios. Em 31 de dezembro de 2015, os processos avaliados com chance de perda “provável”
totalizaram, aproximadamente, R$51 milhões e os processos avaliados com chance de perda “possível”
totalizaram, aproximadamente, R$189 milhões.
Adicionalmente, a Cemig Distribuição é ré em quinze ações nas quais os autores buscam indenizações por
danos morais e materiais referentes ao acidente ocorrido em 27 de fevereiro de 2011, na cidade de Bandeira
do Sul, decorrente do lançamento de “serpentinas metalizadas” na rede de distribuição de energia elétrica, que
ocasionou um curto-circuito que rompeu cabos de média tensão, os quais, ao atingirem o solo, acarretaram a
morte de 16 pessoas além de dezenas de feridos. O valor envolvido nas quinze ações, era, em 31 de dezembro
de 2015, de aproximadamente, R$14 milhões, e a chance de perda foi avaliada como “possível”. A maior
relevância dessas ações para a Cemig Distribuição não se relaciona a impactos financeiros, mas à exposição
negativa de sua imagem, uma vez que o acidente foi muito divulgado pela mídia.
Questões envolvendo participações societárias
A Cemig Geração e Transmissão é parte de um Procedimento Arbitral instaurado perante a Câmara de
Arbitragem do Mercado (CAM) que visa à anulação do aumento de capital deliberado em 21/10/2014, em
Assembleia Geral Extraordinária de sua coligada, Madeira Energia S.A. (MESA). Em 31 de dezembro de
2015, o valor envolvido, referente à parcela da Cemig Geração e Transmissão em eventual aporte para o
aumento de capital na MESA correspondia a, aproximadamente, R$177 milhões, e a chance de perda do
Procedimento Arbitral foi avaliada como “possível”. Em setembro de 2016 o Painel de Arbitragem emitiu
uma decisão favorável à Cemig GT. Logo, as chances de perdas foram revisadas para remota.
Política e Pagamentos de Dividendos
Dividendos Obrigatórios – Prioridade e Valor dos Dividendos
De acordo com nosso Estatuto Social, nossa companhia está obrigada a pagar a seus acionistas, a título de
dividendos obrigatórios, 50% do lucro líquido de cada exercício social encerrado em 31 de dezembro,
determinado de acordo com a Lei das Sociedades por Ações. Nossas ações preferenciais têm prioridade na
destinação do dividendo obrigatório no período em questão. A ordem de prioridade da distribuição de
dividendos é a seguinte:
Dividendo mínimo anual relativo às ações preferenciais: Essas ações têm preferência na hipótese de
reembolso de ações, cabendo-lhes um dividendo mínimo anual igual ao valor que for maior entre as
seguintes porcentagens:
10% do respectivo valor nominal; ou
3% do valor do patrimônio líquido correspondente às ações.
Dividendos relativos às ações ordinárias, até a porcentagem mínima com relação às ações preferenciais.
Se após o pagamento do dividendo ordinário, sobejar parcela do valor do dividendo obrigatório, o saldo
remanescente deverá ser distribuído em bases iguais e proporcionais à totalidade das ações preferenciais e das
ações ordinárias.
Sem prejuízo do dividendo obrigatório, com início no exercício social de 2005, a cada dois anos, ou intervalo
menor, caso permita a posição de caixa da Companhia, distribuiremos dividendos extraordinários, até o limite
do caixa disponível, conforme determinado pelo Conselho de Administração, nos termos do Plano Diretor
Estratégico da Companhia e da política de dividendos especificada no plano.
Os dividendos anuais declarados serão pagos em duas parcelas iguais, a primeira até 30 de junho e a segunda
até 30 de dezembro de cada ano. Os dividendos extraordinários deverão ser pagos conforme decisão do
conselho de administração.
179
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações, o Conselho de Administração poderá declarar
dividendos intermediários, sob a forma de juros sobre o capital, a serem pagos com utilização dos lucros
acumulados, reservas de lucro ou lucro registrado em demonstrações financeiras semestrais ou trimestrais.
Qualquer dividendo intercalar pago poderá ser computado no cálculo do dividendo a ser pago no exercício
social em que o dividendo intercalar tenha sido pago.
Nos exercícios sociais nos quais não tivermos lucro suficiente que nos possibilite pagar dividendos aos
detentores de ações preferenciais e ordinárias, o Estado de Minas Gerais garante dividendo mínimo de 6% do
valor nominal das ações preferenciais ou ações ordinárias, respectivamente, por ano, com relação a todas as
ações da Companhia emitidas até 5 de agosto de 2004 e detidas por pessoas físicas.
Valores Disponíveis para Distribuição
O valor disponível para distribuição é calculado com base nas demonstrações financeiras preparadas de
acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e os procedimentos descritos abaixo.
Os dividendos obrigatórios são calculados com base no lucro líquido corrigido, definido como lucro líquido
após a adição ou subtração: (a) dos valores destinados à reserva legal, (b) dos valores destinados à
constituição das reservas para contingências e reversão das mesmas reservas constituídas em exercícios
sociais anteriores, e (c) de quaisquer lucros a realizar transferidos à respectiva reserva, e quaisquer lucros
anteriormente registrados nessa reserva que tenham sido realizados no exercício social e utilizados para
compensar perdas.
Somos obrigados a manter reserva legal, à qual devem ser destinados 5% do lucro líquido de cada exercício
social, que não excederá a 20% do capital social da Companhia. No entanto, não somos obrigados a fazer
qualquer destinação à reserva legal com relação a qualquer exercício social em que o saldo da reserva legal e
das outras reservas de capital constituídas exceder de 30% da totalidade do capital social da Companhia.
Quaisquer eventuais prejuízos líquidos poderão ser levados a débito da reserva legal.
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações, o lucro em subsidiárias ou coligadas informado
segundo o método da equivalência patrimonial, e o lucro auferido com vendas a prazo, realizável após o
término do exercício social seguinte, também são considerados lucros a realizar.
O total das reservas de lucros (com exceção da reserva para contingências com relação a perdas previstas e a
reserva de lucros a realizar), a reserva legal, as reservas especiais, a reserva para projetos de investimento, e
lucros acumulados não poderão ser superiores ao capital social da Companhia. O valor excedente de nosso
capital social deverá ser utilizado para aumentá-lo ou para ser distribuído como dividendo em dinheiro.
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações e do Estatuto Social de nossa Companhia, os
dividendos não reclamados no prazo de três anos contados da data em que tenham sido distribuídos são
revertidos para a nossa Companhia.
180
Juros sobre o Capital Próprio
Nos termos da legislação brasileira, podemos pagar juros sobre o capital próprio como alternativa à
distribuição de dividendos aos acionistas. Os recursos distribuídos como juros sobre o capital próprio
qualificam-se para fins de cálculo do dividendo mínimo estabelecido no Estatuto Social. Esses valores
poderão ser pagos em dinheiro, podendo a Companhia tratá-los como uma despesa para fins de apuração de
imposto de renda e contribuição social. O valor total pago em juros sobre o capital próprio está limitado ao
resultado obtido com a aplicação ao patrimônio líquido da Companhia da Taxa de Juros de Longo Prazo
(TJLP), publicada pelo BNDES, não podendo exceder do maior entre (i) 50% do lucro líquido (antes dos
impostos para contribuição social sobre o lucro líquido, imposto de renda e dedução dos juros sobre o capital
próprio) para o período com relação ao qual o pagamento é efetuado; ou (ii) 50% dos lucros acumulados na
data de início do período com relação ao qual o pagamento é efetuado. Os acionistas que não sejam residentes
no Brasil deverão registrar-se no Banco Central de forma que o produto em moeda estrangeira decorrente de
seus pagamentos de dividendo, de juros sobre o capital ou de venda ou demais valores relativamente às suas
ações possam ser a eles remetido para fora do Brasil. As ações preferenciais subjacentes às nossas ADSs de
ações preferenciais e as ações ordinárias subjacentes às nossas ADSs de ações ordinárias são detidas no Brasil
pelo banco custodiante, na qualidade de agente do banco depositário, o qual é o titular registrado das ações.
Câmbio
Os pagamentos de dividendos e distribuições em dinheiro serão efetuados em reais ao custodiante em favor do
banco depositário, o qual posteriormente converterá esses recursos em dólares dos Estados Unidos e fará com
que esses dólares dos Estados Unidos sejam entregues ao banco depositário para distribuição a detentores de
ADRs. Na hipótese de o custodiante ser incapaz de converter imediatamente os reais recebidos a título de
dividendos em dólares dos Estados Unidos, o montante em dólares dos Estados Unidos a ser pago a
detentores de ADRs poderá ser prejudicado pelas desvalorizações do real ocorridas antes da conversão e
remessa dos aludidos dividendos. O real desvalorizou aproximadamente 49,05% em relação ao dólar dos
Estados Unidos em 2015. Veja a seção “Item 3 – Informações Relevantes – Fatores de Risco – Riscos
Relativos ao Brasil – O Governo Federal exerce influência significativa sobre a economia brasileira. As
condições políticas e econômicas podem causar impa cto direto sobre o nosso negócio”.
Os dividendos relativos às ações preferenciais e ações ordinárias pagos a detentores que não sejam residentes
no Brasil, inclusive detentores de ADSs de ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias, de modo geral,
não estão sujeitos ao imposto de retenção na fonte brasileiro, embora os pagamentos de juros sobre o capital
próprio fiquem geralmente sujeitos a imposto reti do na fonte. Veja a seção “Item 10. Informações Adicionais
– Tributação – Considerações sobre Impostos no Brasil – Tributação de Dividendos” e “Considerações sobre
Impostos Norte-Americanos” e “Tributação de Distribuições”. Não existe qualquer data de registro específica
na qual o banco depositário determinará a taxa de câmbio a ser utilizada quando da conversão dos dividendos
em dinheiro ou outras distribuições em dinheiro. Nos termos da Segunda Alteração e Consolidação dos
Contratos de Depósito, o banco depositário provisionará os recursos a serem convertidos em dólares dos
Estados Unidos quando do recebimento do aviso dos dividendos em dinheiro ou outras distribuições em
dinheiro.
Histórico de Pagamentos de Dividendos
A tabela a seguir apresenta o histórico recente de declarações de dividendos e juros sobre o capital próprio de
nossas ações ordinárias e preferenciais. Para cada exercício na tabela, o pagamento dos dividendos ocorreu
durante o exercício posterior à declaração. Para os períodos indicados, os dividendos pagos por ação ordinária
e por ação preferencial foram os mesmos. Vide a seção “Item 3. Informações Relevantes – Informações
Financeiras Consolidadas Selecionadas”.
181
Histórico de Declaração de Dividendos e Juros sobre o Capital(1)
Ano do Dividendo Ações Ordinárias Ações Preferenciais
(R$)(2) (US$)(3) (R$)(2) (US$)(3)
2013 .................................................................... 553.627.379 232.031.592 1.101.974.620 461.850.217
2014 .................................................................... 266.619.949 87,019,795 530.697.050 173,209,651
2015(4) ................................................................. 211.996.628 53.543.967 421.971.371 122.144,143
(1) De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, os dividendos e juros sobre o capital são contabilizados no exercício no qual são declarados
como correspondentes, se tais dividendos ou juros foram anteriormente aprovados. (2) Os valores em reais são expressos em reais nominais. (3) Os valores em dólares dos Estados Unidos aqui demonstrados são apenas uma referência para o investidor e foram calculados dividindo-se o valor de
dividendos e juros sobre o capital próprio pagos, expressos em reais nominais, pela taxa de câmbio divulgada pelo Federal Reserve Board nos
respectivos “Record Dates”: 31 de dezembro de 2013 e 17 de abril de 2015. Para os proventos referentes a 2015, considerou-se a taxa de câmbio do dia
29 de abril de 2016. Para mais informações sobre a taxa de câmbio utilizada para conversão dos dividendos e juros sobre capital próprio a serem pagos
aos detentores de ADSs, favor consultar a seção “Câmbio” acima. (4) Os dividendos de 2015 referem-se aos valores que foram aprovados nas assembleias gerais ordinária e extraordinária realizadas em 29 de abril de 2016
e serão pagos 30 de dezembro de 2016.
Item 9. A Oferta e a Listagem
Mercado de Negociação
O principal mercado de negociação de nossas ações preferenciais é a BM&FBovespa. Nossas ADSs de ações
preferenciais, cada uma delas representando uma ação preferencial em 31 de dezembro de 2015, são
negociadas na NYSE, sob o símbolo “CIG” desde 18 de setembro de 2001. Antes dessa data, nossas ADSs de
ações preferenciais eram negociadas no mercado de balcão, ou OTC, dos Estados Unidos. As ADSs de ações
preferenciais são comprovadas por ADRs de ações preferenciais emitidos pelo Citibank, N.A., como
depositário, de acordo com a Segunda Alteração e Consolidação do Contrato de Depósito, datado de 10 de
agosto de 2001, conforme aditado em 11 de junho de 2007, celebrado entre nossa companhia, o depo sitário e
os detentores e titulares de ADSs de ações preferenciais evidenciados pelos ADRs de ações preferenciais
emitidos de acordo com seus termos. Em 31 de dezembro de 2015, existiam aproximadamente 287.918.816
ADSs de ações preferenciais em circulação (cada uma delas representando uma ação preferencial),
representando aproximadamente 34,35% de nossas 826.957.231 ações preferenciais (Free Float).
O principal mercado de negociação de nossas ações ordinárias é a BM&FBovespa. Nossas ADSs de ações
ordinári as, cada uma delas representando uma ação ordinária em 31 de dezembro de 2015 são negociadas na
NYSE, sob o símbolo “CIG.C” desde 12 de junho de 2007, quando estabelecemos um programa de American
Depositary Shares para nossas ações ordinárias. As ADSs de ações ordinárias são comprovadas por ADRs de
ações ordinárias emitidos pelo Citibank, N.A., como depositário, de acordo com o Contrato de Depósito,
datado de 12 de junho de 2007, celebrado entre nossa companhia, o depositário e os detentores e titulares de
ADSs de ações ordinárias evidenciadas pelos ADRs de ações ordinárias emitidos de acordo com seus termos.
Em 31 de dezembro de 2015, existiam aproximadamente 462.508 ADSs de ações ordinárias (cada uma delas
representando uma ação ordinária), representando 0,11% de nossas 206.187.821 ações ordinárias em circulação
(Free Float).
Em 30 de setembro de 2016, o preço de fechamento por ação preferencial na BM&FBovespa foi R$8,58 e o
fechamento do preço por ADS de ação preferencial na NYSE foi US$2,59.
Em 30 de setembro de 2016, o preço de fechamento por ação ordinária na BM&FBovespa foi R$8,56 e o
preço de fechamento por ADS de ação ordinária na NYSE foi US$2,82.
Constam do quadro abaixo os preços de venda máximos e mínimos divulgados para as ações preferenciais e
ordiná rias na BM&FBovespa e de ADSs de ações preferenciais e ordinárias na NYSE nos períodos
indicados.
Ações Ordinárias(2)
ADSs de Ações
Ordinárias(2) Ações Preferenciais(2)
ADSs de Ações
Preferenciais(2)
Período
Preço em
R$ Nominais Preço em US$
Preço em
R$ Nominais Preço em US$
182
Alta Baixa Alta Baixa Alta Baixa Alta Baixa
2010 ..................... 6,23 4,92 3,82 2,78 8,75 6,86 5,48 3,89
2011 ..................... 8,95 5,81 5,81 3,22 11,11 7,75 6,87 4,57
2012 ..................... 14,94 8,57 7,72 4,28 17,40 9,65 8,88 4,65
2013 ..................... 14,50 10,45 7,09 4,76 14,09 10,32 6,99 4,67
2014 ..................... 19,29 10,1 8,46 4,42 18,46 10,04 8,35 4,25
2015 ..................... 15,86 5,85 5,50 1,30 15,66 5,61 5,19 1,40
2013
1º Trimestre .......... 12,63 10,45 6,67 5,64 13,06 10,32 6,88 5,23
2º Trimestre .......... 14,50 10,93 7,09 4,89 14,09 11,06 6,99 4,98
3º Trimestre .......... 13,50 11,00 6,13 4,76 13,18 10,75 5,92 4,71
4º Trimestre .......... 12,38 11,19 5,74 4,82 12,23 10,99 5,72 4,67
183
Ações Ordinárias(2)
ADSs de Ações
Ordinárias(2) Ações Preferenciais(2)
ADSs de Ações
Preferenciais(2)
Período
Preço em
R$ Nominais Preço em US$
Preço em
R$ Nominais Preço em US$
Alta Baixa Alta Baixa Alta Baixa Alta Baixa
2014
1º Trimestre .......... 12,93 10,16 5,77 4,42 12,69 10,04 5,70 4,25
2° Trimestre ......... 15,49 12,40 7,31 5,66 15,88 11,94 7,20 5,33
3º Trimestre .......... 19,29 13,74 8,46 6,04 18,46 13,25 8,35 5,50
4° Trimestre ......... 16,25 12,70 6,83 4,83 16,02 11,85 6,74 4,40
2015
1° Trimestre ......... 14.12 11.60 5.33 3.46 13.37 10.95 4.97 3.51
2° Trimestre ......... 16.26 11.65 5.50 3.60 16.08 11.50 5.35 3.71
3° Trimestre ......... 12.00 6.57 3.72 1.65 11.97 6.48 3.86 1.61
4° Trimestre ......... 7.93 6.00 2.61 1.30 8.06 5.76 2.14 1.44
2016
1° Trimestre ......... 8.62 4.39 2.43 1.08 8.70 4.10 2.42 1.02
2° Trimestre ......... 8.30 5.43 2.30 1.43 8.26 5.16 2.30 1.40
3° Trimestre ......... 10.03 7.12 3.20 2.15 9.97 7.09 3.08 2.08
A tabela abaixo representa as bonificações de ações pagas por ações ordinárias e preferenciais e suas
respectivas ADSs ordinárias e preferenciais:
Histórico de bonificações das ações ordinárias e preferenciais e correspondentes ADSs
Ano % Deliberação
Record date
Brasil
Data do
Crédito Brasil
Record date
NYSE
Data do Crédito
NYSE
2010 ........... 10.00% 29/04/2010 29/04/2010 05/05/2010 04/05/2010 10/05/2010
2012 ........... 25.00% 27/04/2012 27/04/2012 04/05/2012 02/05/2012 11/05/2012
2013 ........... 12.85% 30/04/2013 30/04/2013 07/05/2013 06/05/2013 14/05/2013
2014 ........... 30.76% 26/12/2013 26/12/2013 03/01/2014 26/12/2013 10/01/2014
2015 ........... 25,00% 30/04/2015 30/04/2015 28/12/2015 06/05/2015 05/01/2016
Os valores de mercado das ações e respectivas ADSs foram ajustados ao novo número de ações, após
bonificação.
Desde 12 de julho de 2002, nossas ações têm sido negociados na LATIBEX, sob o símbolo “XCMIG”. A
LATIBEX é um mercado de negociação eletrônico criado em 1999 pela Bolsa de Valores de Madri a fim de
facilitar o mercado de negociação de Valores Mobiliários da América Latina em Euros.
Negociação na BM&FBovespa
As ações preferenciais e ações ordinárias são negociadas na BM&FBovespa, única Bolsa de Valores
Brasileira que negocia ações. A negociação na BM&FBovespa está restrita a sociedades corretoras a ela
associadas e a um número limitado de entidades autorizadas. A CVM e a BM&FBovespa possuem poderes
discricionários para suspender a negociação de ações de um determinado emissor em certas circunstâncias.
As negociações das ações preferenciais ou ações ordinárias na BM&FBovespa são liquidadas em três dias
úteis a contar da data da negociação. A entrega e o pagamento de ações são efetuados por meio de uma
câmara de compensação separada que mantém contas em nome das sociedades corretoras. O vendedor deve
usualmente entregar as ações à bolsa no segundo dia útil após a data de negociação. A câmara de
compensação da BM&FBovespa é a Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (CBLC).
A fim de melhor controlar a volatilidade, a BM&FBovespa adotou o mecanismo de suspensão do pregão
(circuit breaker) em conformidade com o qual os pregões podem ser interrompidos (i) pelo prazo de 30
184
minutos sempre que o índice dessa bolsa de valores apresentar queda de mais de 10% em relação ao índice
registrado no fechamento do pregão anterior; (ii) por uma hora, se o índice da bolsa cair 15% ou mais em
relação ao índice registrado no fechamento do pregão anterior, após a reabertura da negociação; e (iii) por
determinado período a ser definido pela BM&FBovespa, se o índice dessa bolsa cair 20% ou mais em relação
ao índice registrado no fechamento do pregão anterior, após a reabertura da negociação.
A BM&FBovespa é menos líquida do que a NYSE e demais bolsas de porte do mundo. Em 31 de dezembro
de 2015, a capitalização de mercado global das 358 companhias listadas na BM&FBovespa era equivalente a
aproximadamente R$1,9 trilhões e as 10 maiores companhias listadas na BM&FBovespa representaram
aproximadamente 50% da capitalização de mercado total de todas as companhias listadas. Embora qualquer
das ações em circulação de uma companhia listada possa ser negociada na BM&FBovespa, na maioria dos
casos, menos da metade das ações listadas encontram-se efetivamente disponíveis para negociação pelo
público. O restante dessas ações é detido por pequenos grupos de controladores, entes públicos ou um único
acionista principal.
Nossas ações preferenciais e ordinárias possuem liquidez diária na BM&FBovespa e nunca sofreram
suspensão em sua negociação nos últimos cinco anos, exceto pela utilização, pela BM&FBovespa, do
mecanismo de circuit breaker em algumas poucas ocasiões em 2008 com relação à negociação de todas as
ações listadas na BM&FBovespa.
Desde outubro de 2001, somos membros do Nível 1 de Governança Corporativa da BM&FBovespa. As regras
referentes a esse segmento de governança corporativa estão incluídas no Regulamento do Nível 1 de
Governança Corporativa, aditado em 21 de março de 2011 pela BM&FBovespa e aprovado pela CVM. Esta
revisão de regras entrou em vigor em 10 de maio de 2011. Entre as obrigações incluídas nesses regulamentos,
estamos obrigados a:
apresentar nossas demonstrações de posição financeira consolidadas, Formulário de Demonstrações
Financeiras Padronizadas (“DFP”); demonstração do resultado consolidado, Demonstrações Financeiras
Trimestrais (“ITR”) e o Formulário de Referência;
incluir, nas notas explicativas às nossas Demonstrações Financeiras Trimestrais (ITR), uma nota
explicativa sobre transações com partes relacionadas, contendo as divulgações fornecidas nas regras
contábeis aplicáveis às demonstrações financeiras anuais;
divulgar, no Formulário de Referência, qualquer participação societária direta ou indireta por tipo e classe
que ultrapasse 5% de cada tipo e classe do capital social da Companhia, ao nível de acionistas
individuais, assim que a Companhia receber essas informações;
divulgar a quantidade de ações em circulação e sua respectiva porcentagem em relação ao total de ações
emitidas, que deve ser representativa de, no mínimo, 25% do nosso capital social;
divulgar, até 10 de dezembro de cada ano, um cronograma anual de eventos corporativos contendo pelo
menos a data de (a) atos e eventos corporativos, (b) reuniões públicas com analistas e outras partes
aplicáveis e (c) divulgação de informações financeiras agendadas para o próximo exercício fiscal.
Qualquer mudança nos eventos agendados deve ser informada à BM&FBovespa e ao público com pelo
menos cinco dias de antecedência;
realizar pelo menos uma reunião anual com analistas de mercado e quaisquer outras partes interessadas;
preparar, divulgar e apresentar à BM&FBovespa uma política de negociação de valores mobiliários e um
código de conduta que estabeleça os valores e princípios que norteiam a Companhia;
estabelecer que a duração do mandato de nosso conselho de administração não deve exceder dois anos,
com a possibilidade de reeleição;
ter pessoas diferentes ocupando os cargos de presidente do conselho de administração e de diretor-
presente ou principal executivo de nossa companhia; e
185
adotar mecanismos que permitam dispersão de capital em quaisquer ofertas públicas de ações;
Incluir em nosso estatuto cláusulas obrigatórias exigidas pela BM&FBOVESPA até 10 de maio de 2014
(as quais nós já implementamos);
Divulgação de Transações por Pessoas com Acesso a Informações Privilegiadas
A legislação brasileira sobre valores mobiliários requer que nossos acionistas controladores, administradores,
membros de nosso Conselho Fiscal e qualquer outro órgão técnico ou consultivo divulguem a nós, à CVM e à
BM&FBovespa o número e tipos de valores mobiliários emitidos por nós, nossas subsidiárias e nossas
controladoras que sejam possuídos por eles ou por pessoas proximamente relacionadas a eles e quaisquer
mudanças em suas respectivas posições acionárias durante os 12 meses precedentes. A informação relativa à
negociação de tais valores mobiliários (quantidade, preço e data de aquisição) deve ser divulgada pela
Companhia para a CVM e a BM&FBovespa dentro de 10 dias após o final do mês no qual ocorreram, ou do
mês no qual os administradores da Companhia foram empossados.
Divulgação de Ato ou Fato Relevante
Segundo a legislação brasileira sobre valores mobiliários, devemos divulgar qualquer ato ou fato relevante
relacionado a nossos negócios à CVM e à BM&FBovespa. Também nos é exigido publicar um anúncio de
tais atos ou fatos relevantes. Um ato ou fato é considerado relevante se ele possui um impacto relevante: no
preço de nossos valores mobiliários, na decisão dos investidores de comprar, vender ou manter nossos valores
mobiliários ou na decisão dos investidores de exercer quaisquer dire itos como titulares de quaisquer de
nossos valores mobiliários. Sob circunstâncias extraordinárias, os atos ou fatos relevantes podem deixar de ser
divulgados se os acionistas controladores ou os administradores entenderem que sua revelação porá em risco
interesse legítimo da companhia, sendo que, tanto os controladores como os administradores devem
imediatamente publicar o ato ou fato relevante se perderem o controle da informação ou no caso de alterações
atípicas nos preços das ações ou no volume negociado.
A negociação em bolsas de valores brasileiras por não residentes no Brasil está sujeita a limitações nos termos
da legislação brasileira sobre investimento estrangeiro. Veja a seção “Item 10. Informações Adicionais –
Controles Cambiais”.
Regulamentação dos Mercados de Valores Mobiliários Brasileiros
Os mercados de valores mobiliários brasileiros são regidos pela Lei nº 6.385 datada de 7 de dezembro de
1976 e pela Lei Brasileira das Sociedades por Ações, cada qual, conforme alterada e complementada, assim
como pelos regulament os editados pela CVM, pelo CMN e pelo Banco Central, que possui, entre outros,
poderes para autorizar o exercício de atividades de sociedades corretoras, e que regula investimentos
estrangeiros e operações de câmbio.
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações, as companhias podem ser abertas, como a nossa
empresa, ou fechadas. Todas as companhias abertas como a nossa encontram-se registradas na CVM e estão
sujeitas a exigências de prestação de informações. Nossas ações são negociadas na BM&FBovespa, podendo,
contudo, ser negociadas em transação privada, observadas certas limitações. O mercado de balcão brasileiro é
composto por negociações diretas e negociações entre pessoas físicas em que instituição financeira registrada
na CVM atua como intermediária.
Temos a opção de pedir a suspensão de negociação de nossos valores mobiliários na BM&FBovespa na
expectativa de divulgação de fato relevante. A negociação também poderá ser suspensa por iniciativa da
BM&FBovespa ou da CVM, entre outros motivos, com base em convicção ou devido à convicção de que a
companhia prestou informações inadequadas sobre fato relevante ou forneceu respostas inadequadas a
questionamentos feitos pela CVM ou pela bolsa de valores.
A lei brasileira prevê restrições gerais sobre a prática de negociação desleal e manipulação de mercado,
embora, no Brasil, existam poucos exemplos de ações de execução, e o precedente judicial não seja tão bem
definido como em outros países.
186
A negociação na BM&FBovespa por não residentes no Brasil está sujeita a limitações nos termos da
legislação tributária e de investimentos estrangeiros do Brasil. O custodiante brasileiro das ações preferenciais
ou das ações ordinárias deverá obter registro do Banco Central do Brasil para poder remeter recursos dos
Estados Unidos para o exterior visando aos pagamentos de dividendos, de quaisquer outros desembolsos em
dinheiro ou, quando da alienação das ações, a fim de remeter o produto da venda a ela relacionada. Na
hipótese de um detentor de ADSs de ações preferenciais permutar suas ADSs de ações preferenciais por ações
preferenciais ou um detentor de ADSs de ações ordinárias permutar suas ADSs de ações ordinárias por ações
ordinárias, o investidor deverá obter registro nos termos da Resolução do Conselho Monetário Nacional nº
4.373, de 29 de setembro de 2014, a qual regula o investimento de investidores não residentes no Brasil nos
mercados financeiro e de capitais brasileiros. Veja a seção “Item 10. Informações Adicionais – Controles
Cambiais”.
Item 10. Informações Adicionais
Estatuto Social
Estatuto Social
Somos uma companhia de economia mista registrada de acordo com as leis do Brasil. O número de registro
conferido à nossa companhia pela Junta Comercial do Estado de Minas Gerais é 31300040127. Segue abaixo
resumo de algumas disposições significativas (i) do nosso Estatuto Social, conforme alterado pela assembleia
geral extraordinária realizada em 03 de junho de 2014, e (ii) da Lei Brasileira das Sociedades por Ações. A
descrição de nosso Estatuto Social aqui especificado não pretende ser completa e está discriminada por
referência a nosso estatuto, que está arquivado como um anexo a este relatório anual.
Objeto e Finalidade
Conforme descrito no Artigo 1º de nosso Estatuto Social, fomos constituídos com quatro principais objetivos:
(i) construir, operar e explorar sistemas de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia
elétrica e serviços correlatos;
(ii) desenvolver atividades nos diferentes campos de energia, em qualquer de suas fontes, com vistas à
exploração econômica e comercial;
(iii) prestar serviços de consultoria, dentro de sua área de atuação, a empresas no Brasil e no exterior; e
(iv) exercer atividades direta ou indiretamente relacionadas a nosso objeto social, incluindo o
desenvolvimento e a exploração de sistemas de telecomunicação e de informação.
187
Ações Preferenciais
Os detentores de ações preferenciais têm direito a pagamento de dividendo mínimo de 10% ao ano por ação
preferencial, calculado sobre seu valor nominal ou de 3% do valor patrimonial líquido correspondente a cada
ação preferencial. Os detentores de nossas ações preferenciais também gozarão, em relação a qualquer outra
classe de ações, de preferência na hipótese de reembolso de ações. As ações preferenciais não conferem
direito de voto a seu titular nas assembleias gerais.
Subscrição de Ações
As ações adquiridas pelo Governo Estadual, que deverá manter a maioria de nossas ações com direito de voto,
serão integralizadas de acordo com a Lei Brasileira das Sociedades por Ações. As ações adquiridas pelos
demais acionistas (sejam pessoas físicas sejam jurídicas) serão integralizadas de acordo com deliberação da
assembleia geral que deliberar a matéria.
O artigo 171 da Lei Brasileira das Sociedades por Ações estabelece que cada acionista possua direito de
preferência genérico na subscrição de novas ações ou de valores mobiliários conversíveis em ações emitidos
em qualquer aumento de capital, na proporção de seu percentual de participação acionária, exceto na hipótese
do exercício de qualquer opção para adquirir ações de nosso capital social. Os acionistas devem exercer seus
direitos de preferência no prazo de 30 dias a contar da publicação do aviso de aumento de capital.
Na hipótese de aumento de capital, os detentores de ADSs de ações preferenciais, que representam ações
preferenciais, e detentores de ADSs de ações ordinárias, que representam ações ordinárias, terão direitos de
preferência na subscrição somente das novas ações preferenciais ou ações ordinárias, conforme o caso,
emitidas na proporção de seus percentuais de participação acionária, mas poderão não ser capazes de exercer
esses direitos em razão de limitações impostas pela lei de valores mobiliários dos Estados Unidos. Veja a
seção “Item 3. Fatores de Riscos – Riscos Relativos às Ações Preferenciais, Ações Ordinárias, ADSs de
Ações Preferenciais e ADSs de Ações Ordinárias – O investidor poderá não ser capaz de exercer direitos de
preferência relativos aos nossos valores mobiliários”.
Acionistas Não Controladores
Nosso Estatuto Social estabelece que detentores de ações preferenciais e de ações ordinárias minoritários têm
direito de eleger um membro e um suplente para o Conselho de Administração, respectivamente, em votação
separada, conforme mais pormenorizadamente descrito em “– Direitos de Acionistas – Direitos de Acionistas
Não Controladores”.
Dividendos
Para explanação mais pormenorizada de nossa política de dividendos, veja a seção “Item 8. Informações
Financeiras – Política e Pagamentos de Dividendos”.
Assembleias Gerais
As assembleias gerais são realizadas para os fins previstos em lei, conforme consta da Lei Brasileira das
Sociedades por Ações. As assembleias gerais ordinárias são realizadas dentro dos quatro primeiros meses do
exercício social e são convocadas mediante aviso prévio de no mínimo 15 dias. A Lei Brasileira das
Sociedades por Ações também prevê que os atos elencados a seguir sejam aprovados exclusivamente em
assembleia geral:
reforma de nossos estatutos sociais;
aumentos ou reduções de nosso capital social emitido ou subscrição de novas ações;
destituição e/ou eleição de nossos administradores e de membros de nosso Conselho Fiscal;
autorização da emissão de debêntures conversíveis ou de quaisquer outros valores mobiliários
conversíveis;
188
suspensão do exercício dos direitos do acionista que tenha violado a Lei Brasileira das Sociedades
Anônimas ou nosso Estatuto Social;
aprovação de qualquer fusão ou incorporação com outra companhia na qual nós não sejamos a companhia
remanescente ou uma cisão;
aceitação ou rejeição da avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação do capital
social;
aprovação da transformação de nossa companhia em sociedade limitada ou em sociedade de qualquer
outra natureza;
aprovação de qualquer dissolução ou liquidação da companhia e nomeação e destituição do respectivo
liquidante julgando-lhe as contas;
qualquer medida relativa à falência ou concordata;
aprovação dos relatórios financeiros em uma base anual;
emissão de partes beneficiárias; e
cancelamento do registro junto à CVM como uma companhia controlada pelo poder público ou
cancelamento da listagem de nossas ações ordinárias da BM&FBovespa, exceto no caso de uma oferta
pública de privatização.
Como regra geral, o voto afirmativo de acionistas que representem no mínimo a maioria de nossas ações
ordinárias emitidas e em circulação, presentes, pessoalmente ou representados por procuração, em assembleia
geral será necessário para aprovar ou ratificar qualquer medida proposta, não sendo levadas em conta as
abstenções. No entanto, o voto afirmativo de acionistas que representem metade de nosso capital social
emitido e em circulação será exigido para:
criar ações preferenciais ou aumentar de modo desproporcional uma classe existente de ações
preferenciais relativa a outras classes de ações, a menos que a medida seja prevista ou autorizada por
nosso Estatuto Social;
modificar preferência, prerrogativa ou condição de resgate ou amortização conferida a uma ou mais
classes de ações preferenciais, ou criar nova classe com maiores prerrogativas do que as classes
existentes de ações preferenciais;
reduzir o percentual de dividendos obrigatórios;
alterar nosso objeto social;
operações de incorporação ou fusão de nossa companhia com outras companhias;
cisão de parte de nosso ativo ou passivo;
aprovar nossa participação em grupo de sociedades;
requerer cancelamento de nosso estado de liquidação;
aprovar nossa dissolução;
aprovar a criação de partes beneficiárias; e
aprovar a incorporação de todas as nossas ações para outra companhia de forma a nos colocar como uma
subsidiária integral desta outra companhia (incorporação de ações).
189
Os acionistas poderão ser representados em assembleia geral por procurador constituído a não mais que um
ano da data da assembleia. Para estar habilitado a representar o acionista em assembleia geral, o procurador
deverá ser acionista, um de nossos diretores ou conselheiros ou advogado. Em companhias abertas, como a
nossa, o procurador também pode ser instituição financeira.
Observadas as disposições da Lei Brasileira das Sociedades por Ações e de nosso Estatuto Social, nosso
Conselho de Administração poderá comumente convocar nossas assembleias gerais. As assembleias também
poderão ser convocadas:
pelo Conselho Fiscal, caso o Conselho de Administração deixe de convocar assembleia geral no prazo de
um mês a contar da data em que lhe tiver sido solicitado que o faça, nos termos das leis aplicáveis, ou
assembleia geral extraordinária no caso em que matérias graves e urgentes afetem nossa companhia;
por qualquer acionista, sempre que os administradores deixarem de convocar assembleia geral no prazo
de 60 dias da data em que lhe tiver sido solicitado que o faça pela Lei Brasileira das Sociedades por
Ações ou por nosso Estatuto Social;
por acionistas detentores de no mínimo 5% de nosso capital social, se os administradores deixarem de
convocar assembleia no prazo de oito dias contados do recebimento de pedido desses acionistas para
convocação da assembleia, com indicação das matérias a serem discutidas; e
por acionistas detentores de no mínimo 5% de nosso capital social votante ou por 5% dos acionistas sem
direito a voto, se nossos administradores deixarem de convocar assembleia no prazo de oito dias contados
do recebimento de pedido desses acionistas para instalação do Conselho Fiscal.
Conselho de Administração
Nosso Estatuto Social determina que nosso Conselho de Administração deverá ser composto por 15
conselheiros e 15 suplentes. Um conselheiro será designado presidente e outro conselheiro será designado
vice-presidente.
Cabe ao nosso Conselho de Administração, entre outras funções:
fixar a orientação geral dos negócios de nossa companhia;
eleger e destituir diretores;
deliberar, previamente à sua celebração, sobre os contratos entre a Companhia e qualquer de seus
acionistas ou empresas que sejam controladoras destes, sejam por eles controladas ou estejam sob seu
controle comum;
deliberar, por proposta da Diretoria, sobre a alienação ou constituição de ônus sobre bens do ativo
permanente de nossa companhia ou a prestação de garantias a terceiros, de valor individual igual ou
superior a R$14 milhões;
deliberar, por proposta da Diretoria, sobre os projetos de investimento da nossa companhia, a celebração
de contratos e demais negócios jurídicos, a contratação de empréstimos, financiamentos e a constituição
de qualquer obrigação em nome da nossa companhia que, individualmente ou em conjunto, apresentem
valor igual ou superior a R$14 milhões, inclusive aportes em subsidiárias integrais, controladas e
coligadas e nos consórcios de que participe; convocar a Assembleia Geral;
fiscalizar a gestão da Diretoria, podendo examinar, a qualquer tempo, nossos livros e papéis, bem como
solicitar informações sobre os contratos celebrados ou em via de celebração e sobre quaisquer outros
fatos ou atos administrativos que julgar de seu interesse;
manifestar-se previamente sobre o relatório da administração e as contas da Diretoria;
190
escolher e destituir os auditores independentes, entre empresas de renome internacional autorizadas pela
Comissão de Valores Mobiliários a auditar companhias abertas;
mediante proposta da Diretoria, a instauração de processo administrativo de licitação e de dispensa ou
inexigibilidade de licitação, e as contratações correspondentes, de valor igual ou superior a R$14
milhões;
propositura de ações judiciais e processos administrativos e a celebração de acordos judiciais e
extrajudiciais de valor igual ou superior a R$14 milhões;
aprovar a emissão de valores mobiliários (debêntures, commercial papers e notas promissórias, entre
outros) nos mercados de capitais local e internacional;
delegar à Diretoria a competência para autorizar a celebração de contratos de comercialização de energia
elétrica e de prestação de serviços de distribuição e transmissão, nos termos da legislação;
aprovar o plano diretor, o plano plurianual e estratégico e o orçamento anual, bem como suas alterações e
revisões;
estabelecer, anualmente, fixar as diretrizes e estabelecer os limites, inclusive financeiros, para os gastos
com pessoal, inclusive concessão de benefícios e acordos coletivos de trabalho, ressalvada a competência
da assembleia geral de acionistas e observado o orçamento anual aprovado;
autorizar o exercício do direito de preferência e os acordos de acionistas ou de voto em subsidiárias
integrais, controladas, coligadas e nos consórcios de que participe a companhia, exceto no caso das
subsidiárias integrais Cemig Distribuição S.A. e Cemig Geração e Transmissão S.A., para as quais a
competência para deliberar sobre estas matérias será da assembleia geral de acionistas;
aprovar as declarações de voto em assembleias gerais de acionistas e orientações de voto em reuniões de
conselhos de administração de subsidiárias integrais, controladas, coligadas e dos consórcios de que
participe a companhia, quando envolver participação no capital de outras sociedades ou consórcios,
devendo as deliberações, em qualquer caso e não somente nas matérias relativas à participação no capital
de outras sociedades ou consórcios, observar as disposições do Estatuto Social, do plano diretor e do
plano plurianual e estratégico;
aprovar a constituição de, e a participação no capital social em, quaisquer sociedades, empreendimentos
ou consórcios;
aprovar a instituição de comitês, na forma do seu regimento interno, devendo cada respectivo comitê,
previamente à deliberação do Conselho de Administração, dar o seu parecer, não vinculante, (i) sobre as
matérias cuja competência lhe for atribuída pelo regimento interno e (ii) com relação a qualquer matéria,
desde que solicitado por, no mínimo, 2/3 (dois terços) dos membros do Conselho de Administração; e
autorizar as provisões contábeis da companhia, em valor igual ou superior a R$14 milhões, mediante
proposta da Diretoria.
O limite financeiro estabelecido será corrigido, em janeiro de cada ano, pelo Índice Geral de Preços do
Mercado – IGPM, da Fundação Getúlio Vargas, que, a partir de janeiro de 2016 encontra-se em R$19,184
milhões.
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações, conselheiros de companhias geralmente têm certos
deveres equivalentes àqueles impostos nos termos das leis da maioria dos estados dos Estados Unidos,
incluindo um dever de lealdade para com a companhia, um dever de não negociar em causa própria e o dever
de usar de atenção na administração dos assuntos da companhia. Nossos conselheiros e diretores poderão ser
considerados responsáveis por quebra do dever para conosco e para com nossos acionistas e poderão estar
sujeitos a ações judiciais em procedimentos instaurados por órgãos governamentais ou nossos acionistas.
191
Não existem em nosso Estatuto Social disposições relativas (i) ao poder do conselheiro para votar propostas
ou contratos nos quais tenha interesse relevante, (ii) aos poderes para tomar empréstimo que possam ser
exercidos pelos conselheiros, (iii) aos limites de idade para aposentadoria de membros do conselho, e (iv) ao
número de ações necessário para qualificação de conselheiros.
O presidente e o vice-presidente do Conselho de Administração serão escolhidos por seus pares em sua
primeira reunião que se realizará após a eleição de seus membros, cabendo ao vice-presidente substituir o
presidente em suas ausências ou impedimentos para exercício de suas funções.
Nossos acionistas têm a competência para determinar a remuneração dos conselheiros na assembleia geral de
acionistas em que os conselheiros forem eleitos.
Direitos de Acionistas
Estendemos aos nossos acionistas todos os direitos prescritos na legislação brasileira. Nosso Estatuto Social
está em conformidade com a Lei Brasileira das Sociedades por Ações.
Direitos Essenciais
O artigo 109 da Lei Brasileira das Sociedades por Ações estabelece que as companhias não poderão privar
seus acionistas de certos direitos em algumas circunstâncias. Esses direitos de acionistas incluem:
direito de participar dos lucros sociais;
direito de participar do acervo da companhia em caso de liquidação;
direito de fiscalizar, na forma prevista na Lei Brasileira das Sociedades por Ações, a gestão dos negócios
sociais;
direito de preferência na subscrição de novas ações ou valores mobiliários conversíveis em ações
ressalvadas exceções previstas pela Lei Brasileira das Sociedades por Ações e nosso Estatuto Social; e
direito de retirar-se da sociedade nos casos previstos na Lei Brasileira das Sociedades por Ações.
192
Direitos de Voto
Via de regra, somente nossas ações ordinárias conferem direito de voto a seus detentores, sendo que cada ação
ordinária confere direito a um voto. Detentores de ações preferenciais adquirem o direito de voto se, durante
três exercícios sociais consecutivos, deixarmos de pagar um dividendo fixo ou mínimo ao qual as ações
preferenciais têm direito. Se um portador de ações preferenciais adquire direitos de voto dessa forma, tais
direitos serão iguais aos direitos de voto de um portador de ação ordinária e continuará a tê-los até que o
dividendo seja pago. Não existe nenhuma restrição sobre o direito de um detentor de ações ordinárias ou de
ações preferenciais exercer o direito de voto com referência a tais ações em razão de tal acionista ser não
residente no Brasil ou um cidadão de um país que não o Brasil. No entanto, detentores de ADSs de ações
preferenciais somente deverão votar as ações preferenciais subjacentes por meio do depositário, conforme os
termos da Segunda Alteração e Consolidação do Contrato de Depósito, e os detentores de ADSs de ações
ordinárias somente deverão votar as ações ordinárias subjacentes por meio do depositário, conforme os termos
do Contrato de Depósito de ADSs de Ações Ordinárias. Em qualquer circunstância em que os detentores de
ações preferenciais têm o direito de voto, cada ação preferencial dará o direito a um voto a seu titular.
Direitos de Resgate
Nossas ações ordinárias e ações preferenciais não poderão ser resgatadas, ressalvando-se que o acionista
dissidente tem direito, nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações, de obter resgate com base em
deliberação aprovada em assembleia geral por acionistas que representem pelo menos 50% das ações com
direito de voto, deliberação essa para:
criar uma nova classe de ações preferenciais ou aumentar uma classe existente de ações preferenciais
desproporcionalmente em relação às demais classes de ações (a menos que tais atos sejam previstos ou
autorizados pelo estatuto social);
modificar uma preferência, prerrogativa ou condição de resgate ou amortização conferida a uma ou mais
classes de ações preferenciais, ou criar uma nova classe com privilégios maiores do que os das classes
existentes de ações preferenciais;
reduzir a distribuição obrigatória de dividendos;
alterar nosso objeto social;
proceder à incorporação de nossa companhia por outra companhia ou à fusão de nossa companhia;
transferir a totalidade de nossas ações a outra companhia de forma a nos tornar subsidiária integral de tal
companhia;
aprovar a aquisição do controle de outra sociedade por preço que exceda de certos limites estabelecidos
na Lei Brasileira das Sociedades por Ações;
cisão da companhia;
transformação da companhia em outro tipo societário;
aprovar nossa participação em grupo de sociedades conforme definição contida na Lei Brasileira das
Sociedades por Ações; ou
na hipótese de a companhia resultante de (a) incorporação, (b) transferência de ações conforme descrito
no item (6) supra ou (c) cisão efetuada por nossa companhia não se tornar companhia listada dentro de
120 dias a contar da assembleia na qual tal decisão tiver sido tomada.
Somente detentores de ações prejudicados pelas alterações mencionadas nos itens (1) e (2) supra, poderão
exigir que nossa companhia resgate suas ações. O direito de resgate mencionado nos itens (5), (6) (7) e (10)
supra apenas poderá ser exercido se nossas ações não satisfizerem certos índices de liquidez ou dispersão por
193
ocasião da deliberação do acionista. O direito de retirada referido no item (8), por sua vez, só poderá ser
exercido se a cisão resultar em: (a) mudança do objeto social, salvo quando o patrimônio cindido for vertido
para sociedade cuja atividade preponderante coincida com a decorrente do objeto social da sociedade cindida;
(b) redução do dividendo obrigatório; ou (c) participação em grupo de sociedades. Ressalte-se, ainda, que na
hipótese do item (11), o direito de retirada se aplica a todos os acionistas da companhia, e não apenas àqueles
que tenham sido dissidentes na respectiva assembleia geral. O direito de resgate caducará 30 dias a contar da
publicação da ata da assembleia de acionistas pertinente, exceto: (a) no caso dos itens (1) e (2) supra, caso a
deliberação esteja sujeita a confirmação pelos detentores de ações preferenciais (que deverá ser efetuada em
assembleia geral extraordinária a ser realizada dentro de um ano), caso em que o prazo de 30 dias será
contado a partir da publicação da ata da assembleia geral extraordinária; ou (b) no caso do item (11) acima,
hipótese em que o prazo de 30 dias deverá ser contado do fim do prazo de 120 dias para que a companhia
resultante de incorporação, fusão ou cisão obtenha registro de companhia aberta e tenha suas ações
negociadas no mercado secundário.
Nossa companhia fará jus a reconsiderar qualquer ato que dê ensejo a direitos de resgate dentro de 10 dias a
contar da expiração de tais direitos caso o resgate de ações de acionistas dissidentes coloque em risco nossa
estabilidade financeira. A Lei No 9.457, datada de 5 de maio de 1997, que alterou a Lei Brasileira das
Sociedades por Ações, contém disposições que, entre outras coisas, restringem os direitos de resgate em
certos casos e permitem às companhias resgatar suas ações por seu valor econômico, observadas certas
exigências. Nosso Estatuto Social atualmente não prevê que nosso capital social poderá ser resgatado por seu
valor econômico e, por conseguinte, qualquer resgate de acordo com a Lei Brasileira das Sociedades por
Ações seria efetuado no mínimo pelo valor contábil por ação, determinado com base no último balanço
patrimonial aprovado pelos acionistas, ficando estipulado que, caso a assembleia geral que der ensejo a
direitos de resgate tenha ocorrido mais de 60 dias a contar da data do último balanço patrimonial aprovado, o
acionista terá direito de exigir que suas ações sejam avaliadas com base em novo balanço patrimonial de data
que caia no período de 60 dias contados da assembleia geral.
Direitos de Acionistas Não Controladores
A Lei Brasileira das Sociedades por Ações estabelece que aos acionistas que sejam titulares de, no mínimo,
5% das ações representativas do capital social de uma companhia são conferidos, entre outros, os seguintes
direitos:
direito de exigir que os livros da companhia sejam colocados à disposição para exame, sempre que sejam
apontados atos violadores da legislação brasileira ou do Estatuto Social da companhia ou tenham sido
violados ou haja fundada suspeita de graves irregularidades tenham sido cometidas pela administração da
companhia;
direito de exigir que os administradores da companhia revelem:
(i) número dos valores mobiliários de emissão da companhia ou de sociedades controladas, ou do
mesmo grupo, que tiver adquirido ou alienado, diretamente ou através de outras pessoas, no
exercício anterior;
(ii) as opções de compra de ações que tiver contratado ou exercido no exercício anterior;
(iii) os benefícios ou vantagens, indiretas ou complementares, que tenha recebido ou esteja recebendo da
companhia e de sociedades coligadas, controladas ou do mesmo grupo;
(iv) as condições dos contratos de trabalho que tenham sido firmados pela companhia com os diretores e
empregados de alto nível; e/ou
(v) quaisquer atos ou fatos relevantes nas atividades da companhia;
direito de exigir o fornecimento, pelos membros do Conselho Fiscal, de informações sobre matérias de
sua competência;
194
direito de convocar assembleias gerais, em certas circunstâncias, sempre que os conselheiros ou diretores
da companhia, conforme o caso, deixarem de assim proceder; e
direito de ajuizar ação de indenização em face dos conselheiros ou diretores, conforme o caso, por perdas
e danos causados ao patrimônio da companhia, sempre que for deliberado na assembleia geral que tal
pedido de indenização não será apresentado.
Os acionistas não controladores que possuem, individualmente ou em conjunto, nossas ações ordinárias
(tendo em vista que pelo menos 10% da totalidade de nossas ações ordinárias são detidas por acionistas não
controladores), e também detentores de nossas ações preferenciais têm direito de nomear um membro do
Conselho Fiscal e um suplente. Todos os acionistas têm direito de comparecer às assembleias gerais.
A Lei Brasileira das Sociedades por Ações também prevê que os acionistas minoritários que detêm (i) ações
preferenciais representativas de no mínimo 10% da totalidade das ações com direito de voto da companhia ou
(ii) ações ordinárias representativas de no mínimo 15% do capital social votante da companhia, terão o direito
de nomear um membro e um suplente para o Conselho de Administração. Caso nenhum detentor de ações
ordinárias ou preferenciais atenda a esses patamares, os detentores de ações ordinárias ou preferenciais
representativas de no mínimo 10% da totalidade do capital social terão direito de combinar suas detenções
para nomear um membro e um suplente do Conselho de Administração.
Alterações nos Direitos dos Acionistas
Deverá ser realizada uma assembleia geral de acionistas sempre que a Companhia pretender alterar os direitos
dos detentores de nossas ações ordinárias ou ações preferenciais. Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades
por Ações, as alterações propostas deverão ser aprovadas pela maioria da classe prejudicada. Certas alterações
relacionadas aos direitos de ações preferenciais, tais como alterações nas preferências, vantagens e condições
de resgate ou amortização, poderão resultar no exercício de direitos de retirada pelos detentores de ações
afetadas.
Fechamento do Capital e Baixa de Registro na BM&FBovespa
O cancelamento de nosso registro como companhia aberta, deverá ser precedido por oferta pública por parte
de nossos acionistas controladores ou de nossa própria companhia para aquisição da totalidade de nossas
ações à época em circulação, observadas as condições abaixo:
o preço oferecido pelas ações objeto da oferta pública deverá ser o valor de mercado dessas ações,
conforme estabelecido pela Lei Brasileira das Sociedades por Ações; e
os acionistas que detiverem mais de dois terços de nossas ações em circulação tenham expressamente
concordado com a decisão de nossa companhia de se tornar companhia fechada ou tenham aceitado a
oferta.
195
De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades por Ações, o preço justo será pelo menos igual à nossa
avaliação, conforme determinado por um ou mais dos seguintes métodos de avaliação: patrimônio líquido
contábil, patrimônio líquido avaliado a preço de mercado, fluxo de caixa descontado, de comparação por
múltiplos, cotação de nossas ações no mercado de valores mobiliários ou com base em outro método de
avaliação aceito pela CVM. Esse preço da oferta poderá ser revisado caso seja contestado no prazo de 15 dias
a contar da divulgação do valor da oferta pública, por detentores de pelo menos 10% de nossas ações em
circulação, mediante solicitação enviada à nossa administração requerendo que seja convocada assembleia
geral extraordinária para o fim de decidir se serão pedidas novas avaliações com emprego do mesmo método
de avaliação ou de outro método de avaliação. Nossos acionistas que pedirem nova avaliação e os que
aprovarem tal pedido nos reembolsarão pelos custos incorridos caso a nova avaliação seja mais baixa do que a
avaliação contestada. Contudo, caso a segunda avaliação seja mais alta, o autor da oferta terá a opção de dar
continuidade à oferta com o novo preço ou de retirar a oferta.
Arbitragem
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades por Ações e respectiva regulamentação, litígios entre acionistas
estarão sujeitos à arbitragem se previsto no estatuto social da companhia. Atualmente, nosso Estatuto Social
não prevê arbitragem.
Contratos Relevantes
Para informações relativas a contratos relevantes, Veja a seção “Item 4. Informações sobre a Companhia” e
“Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras”.
Controles Cambiais
Não há restrições à titularidade de ações preferenciais ou ações ordinárias de instituições não financeiras por
parte de pessoas jurídicas domiciliadas fora do Brasil. No entanto, o direito de converter pagamentos de
dividendos e os recursos da venda de ações preferenciais ou ações ordinárias em moeda estrangeira e remeter
esses valores para fora do Brasil está sujeito a restrições nos termos da legislação que rege os investimentos
estrangeiros que exige, de modo geral, entre outras coisas, que se registre o investimento no Banco Central e
na CVM.
Investimentos em ações preferenciais por meio da propriedade de ADSs de ações preferenciais, ou em ações
ordinárias por meio da propriedade de ADSs de ações ordinárias, deverão ser realizados de acordo com o
Anexo II da Resolução CMN nº 4.373, de 29 de setembro de 2014, conforme alterada. Os investimentos
diretos em ações preferenciais mediante o cancelamento de ADSs de ações preferenciais, ou em ações
ordinárias mediante o cancelamento de ADSs de ações ordinárias, podem ser realizados por investidores
estrangeiros ao amparo da Lei nº 4.131 de 3 de setembro de 1962 ou da Resolução CMN nº 4.373 de 29 de
setembro de 2014, que efetivamente permitem que investidores estrangeiros registrados invistam em
praticamente todos os instrumentos do mercado de capitais no Brasil e concedem tratamento fiscal favorável a
todos os investidores estrangeiros registrados e habilitados nos termos da Resolução CMN nº 4.373 que não
sejam residentes em paraíso fiscal, conforme definição contida na legislação tributária brasileira.
Nos termos da Resolução CMN nº 4.373, os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os
ativos financeiros e participar de quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiro e de capitais
brasileiros, contanto que certas exigências sejam atendidas. De acordo com a Resolução CMN nº 4.373, a
definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e demais entidades
de investimento coletivo que sejam domiciliados ou tenham sede no exterior.
196
Os valores mobiliários e demais ativos financeiros detidos pelos investidores enquadrados na Resolução nº
4.373 deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito, ou sob custódia de entidade devidamente
licenciada pelo Banco Central ou pela CVM. Além disso, qualquer transferência de valores mobiliários que
sejam mantidos de acordo com a Resolução nº 4.373 deverá ser efetuada de acordo com a regulamentação do
Banco Central do Brasil ou da Comissão de Valores Mobiliários. Os detentores de ADSs de ações
preferenciais ou ADSs de ações ordinárias que não tenham registrado seu investimento no Banco Central
poderão ser adversamente impactados por atrasos ou recusas na concessão de qualquer aprovação
governamental necessária a conversões de pagamentos efetuados em reais e remessas ao exterior desses
valores convertidos.
O Regulamento do Anexo II prevê a emissão de depositary receipts em mercados estrangeiros com relação às
ações de emissores brasileiros. As ADSs de ações preferenciais foram aprovadas nos termos da Resolução
CMN nº 1.289, a qual foi revogada pela Resolução CMN 4.373, pelo Banco Central e pela CVM, e as ADSs
de ações ordinárias foram aprovadas pela CVM (uma vez que a autorização do Banco Central não é mais
necessária).
Certificados de registro eletrônico foram emitidos em nome do Citibank, N.A., o banco depositário,
relativamente às ADSs de ações preferenciais e às ADSs de ações ordinárias, e são mantidos pela Citibank
Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários S.A., o custodiante brasileiro das ações preferenciais e ações
ordinárias por conta do banco depositário. Esses certificados de registro eletrônico são registrados por
intermédio do Sistema de Informações do Banco Central. Nos termos dos certificados de registro, o
custodiante e o banco depositário são capazes de converter dividendos e demais distribuições ou o produto da
venda das ações preferenciais representadas pelas ADSs de ações preferenciais e das ações ordinárias
representadas pelas ADSs de ações ordinárias em moeda estrangeira e remeter o respectivo produto para fora
do Brasil.
Caso o titular de ADSs de ações preferenciais permute tais ADSs de ações preferenciais por ações
preferenciais, ou um titular de ADSs de ações ordinárias permute tais ADSs de ações ordinárias por ações
ordinárias, o titular deverá obter registro, nos termos da Resolução 4.373. Em seguida, o titular não poderá
converter em moeda estrangeira e remeter para o exterior os ganhos auferidos com a alienação ou distribuição
relativa às ações preferenciais ou ordinárias, a menos que o titular seja um investidor devidamente qualificado
nos termos da Resolução nº 4.373 mediante registro junto à CVM e ao Banco Central e nomeie um
representante no Brasil. Caso não esteja registrado, o titular estará sujeito a tratamento fiscal menos favorável
no Brasil do que um titular de ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias. Independentemente
da qualificação nos termos da Resolução nº 4.373, os residentes em paraísos fiscais estão sujeitos a tratamento
fiscal menos favorável do que outros investidores estrangeiros. Veja a seção “—Tributação — Considerações
sobre Impostos no Brasil”.
Nos termos da legislação brasileira em vigor, o Governo Federal poderá impor restrições temporárias à
remessa de capital estrangeiro para o exterior na hipótese de sério desequilíbrio ou previsão de sério
desequilíbrio da balança de pagamentos do Brasil. Por aproximadamente nove meses em 1989 e início de
1990, o Governo Federal congelou todas as remessas de dividendos e repatriação de capital detidos pelo
Banco Central e devidos a investidores estrangeiros, a fim de conservar as reservas cambiais do Brasil. Esses
valores foram subsequentemente liberados de acordo com determinações do Governo Federal. Não podemos
garantir que o Governo Federal não imporá restrições similares a repatriações estrangeiras no futuro.
Tributação
O resumo abaixo contém descrição de determinadas consequências de imposto de renda federal dos Estados Unidos e
do Brasil relativamente à compra, titularidade e alienação de ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações
preferenciais ou ADSs de ações ordinárias por uma pessoa dos Estados Unidos, conforme definido na Seção
7701(a)(30) do Código Tributário Federal (Internal Revenue Code) de 1986, ou por um detentor que, de outro modo,
ficará sujeito a imposto de renda federal dos Estados Unidos com base no lucro líquido no que toca a ações
preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias, ao qual nos referimos como
detentor norte-americano, não pretendendo, porém, constituir descrição abrangente de todas as considerações fiscais
que possam ser relevantes à decisão de adquirir ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou
197
ADSs de ações ordinárias. Em especial, o presente resumo trata somente dos detentores norte – americanos que
deterão ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias como bens de
capital, não abordando o tratamento fiscal dado a detentores norte-americanos que detêm ou são tratados como
detentores de 10% ou mais das ações com direito a voto da Companhia ou que poderão ficar sujeitos a normas fiscais
específicas, tais como bancos ou outras instituições financeiras, companhias de seguro, companhias de investimento
regulado, corretoras de valores mobiliários ou moedas, negociantes de valores mobiliários que escolham remarcar o
mercado, “entidades de transferência” tais como sociedades ou pessoas que deterão ações preferenciais, ações
ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias como parte de uma operação de hedging,
operações de venda construtiva, transação envolvendo compra de opções de ações ou de sua conversão em ações, para
fins fiscais, bem como pessoas que possuam como moeda funcional outras que não sejam dólares americanos.
Adicionalmente, o referido resumo não descreve quaisquer implicações no âmbito da lei estadual ou local norte-
americana ou do imposto federal, do imposto sobre doações ou do imposto referente ao sistema de saúde na receita
líquida de investimentos. Acionistas nos EUA devem pedir orientação a seus próprios consultores fiscais sobre esses
assuntos.
O sumário baseia-se na legislação tributária do Brasil e dos Estados Unidos vigente na presente data, a qual
está sujeita a alterações com eventual efeito retroativo e a diferentes interpretações. Os adquirentes em
potencial de ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias
são encorajados a consultar seus próprios tributaristas relativamente às consequências fiscais brasileiras,
norte-americanas ou demais consequências fiscais resultantes da compra, titularidade e alienação de ações
preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias, incluindo, em
especial, o efeito de qualquer legislação tributária estrangeira, estadual ou municipal.
Embora não exista nenhum tratado atualmente em vigor que disponha sobre o imposto de renda entre o Brasil
e os Estados Unidos, as autoridades fiscais desses países travaram entendimentos que poderão resultar em tal
tratado. Não se pode garantir, entretanto, se ou quando algum tratado passará a vigorar, nem de que maneira
afetará os detentores norte-americanos de ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais
ou ADSs de ações ordinárias.
Considerações sobre Impostos no Brasil
Geral – A explanação a seguir resume as principais consequências fiscais brasileiras importantes da
aquisição, titularidade e alienação de ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou
ADSs de ações ordinárias, conforme o caso, por detentor que não seja domiciliado no Brasil, ao qual nos
referimos como detentor não brasileiro para efeito de tributação no Brasil. No caso do detentor de ações
preferenciais ou de ações ordinárias, presumimos que o investimento est eja registrado no Banco Central. A
explanação a seguir não trata de todas as considerações sobre tributos brasileiros aplicáveis a qualquer
detentor não brasileiro em particular. Portanto, cada detentor não brasileiro deve consultar seu próprio
consultor fiscal relativamente às consequências fiscais brasileiras do investimento em nossas ações
preferenciais, ações ordinárias, ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias.
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Tributação de Dividendos – Os dividendos pagos por nossa companhia, incluindo dividendos na forma de
ações e demais dividendos pagos em bens ao depositário com relação às ações preferenciais ou ações
ordinárias, ou a detentor não brasileiro com relação às ações preferenciais ou ações ordinárias, atualmente são
isentos da retenção de imposto na fonte no Brasil, na medida em que tais dividendos se refiram a lucros
obtidos a partir de 1º de janeiro de 1996. Os dividendos referentes a lucro gerado antes de 1º de janeiro de
1996 encontram-se sujeitos a retenção de imposto na fonte a diversas alíquotas, dependendo do ano em que o
lucro tenha sido gerado.
Pagamentos de Juros sobre o Capital Próprio – A Lei nº 9.249 datada de 26 de dezembro de 1995, conforme
alterada, permite que companhias brasileiras efetuem distribuições aos acionistas de juros sobre o capital
próprio. Estes juros estão limitados à variação pro rata die da Taxa de Juros de Longo Prazo do Governo
Federal – TJLP, conforme apurado pelo Banco Central de tempos em tempos aplicada ao patrimônio líquido
da Companhia e essas distribuições po dem ser pagas em moeda corrente, sendo que esses pagamentos
representam despesa dedutível da base de cálculo do imposto de renda e da contribuição social sobre lucro
líquido da companhia. O valor dessa dedução não pode superar o maior valor entre:
50% do lucro líquido (após a dedução da contribuição social sobre lucro líquido e antes da provisão para
imposto de renda de pessoa jurídica, e dos montantes atribuídos aos acionistas como juros sobre o capital
próprio) referente ao período em que o pagamento seja efetuado; ou
50% da soma dos lucros acumulados e reservas de lucros na data do início do período com relação ao
qual o pagamento seja efetuado.
Qualquer pagamento de juros sobre o capital próprio aos acionistas (incluindo os detentores de ADSs de ações
preferenciais referentes a ações preferenciais e ADSs de ações ordinárias referentes a ações ordinárias) ficará
sujeito à ret enção de imposto na fonte à alíquota de 15%, ou 25% se o detentor não brasileiro é domiciliado
em jurisdição que não exija imposto de renda ou na qual a alíquota máxima do imposto de renda seja inferior
a 20%, ou ainda na qual a legislação local imponha restrições à divulgação da composição societária ou à
propriedade de investimentos, ou um Detentor em Paraíso Fiscal. Esses pagamentos poderão ser incluídos,
por seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório.
A Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de 1996, foi alterada pela Lei nº 11.727 em 24 de junho de 2008, e,
posteriormente pela Lei nº 11.941, em 27 de maio de 2009, estabelecendo o conceito de “regime fiscal
privilegiado”, com relação a operações sujeitas ao preço de transferência e regras de capitalização estritas, o
que é mais abrangente que o conceito de paraíso fiscal. Nos termos das novas leis, considera-se “regime fiscal
privilegiado” aquele que apresentar uma ou mais das seguintes características: (1) não tribute a renda ou a
tribute a uma alíquota máxima inferior a 20%; (2) conceda benefícios fiscais para entidades ou pessoas físicas
não residentes (a) sem exigência de realização de atividade econômica substantiva no país ou dependência, ou
(b) condicionada ao não exercício de atividade econômica substantiva no país ou dependência; (3) não tribute
a renda gerada no exterior, ou imponha tributos sobre a renda gerada no exterior a uma alíquota máxima
inferior a 20%; ou (4) não permita o acesso a informações relativas à composição societária, titularidade de
bens ou direitos ou às operações econômicas realizadas.
199
Embora a interpretação da atual legislação tributária brasileira possa levar à conclusão de que o conceito de
“regime fiscal privilegiado” deva aplicar-se apenas para fins de regras de preço de transferência no Brasil, não
está claro se esse conceito também se aplicaria a outros tipos de operação, como investimentos conduzidos
nos mercados financeiro e de capitais no Brasil para os propósitos dessa lei. Não há orientação judicial quanto
à aplicação da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de 1996 e suas atualizações e, dessa forma, não podemos
prever se a Receita Federal brasileira ou se os tribunais brasileiros poderão decidir que o conceito de “regime
fiscal privilegiado” deva ser aplicável para considerar um não residente como um Residente em Paraíso Fiscal
quando conduzir investimentos nos mercados financeiro e de capitais no Brasil. Porém, caso o conceito de
“regime fiscal privilegiado” seja interpretado como aplicável a transações conduzidas nos mercados
financeiro e de capitais no Brasil, essa lei fiscal resultaria, portanto, na imposição de tributação a Detentores
Não Brasileiros que se enquadrem nas exigências de regime fiscal privilegiado da mesma forma aplicável a
um Residente em Paraíso Fiscal. Os investidores atuais e em potencial devem pe dir orientação a seus
próprios consultores fiscais a respeito das implicações da implantação da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de
1996 e suas atualizações e de qualquer lei tributária brasileira relacionada ou regulamentação a respeito de
“paraíso fiscal” ou “regimes tributários privilegiados”.
Na medida em que os pagamentos de juros sobre o capital próprio sejam incluídos como parte de dividendo
obrigatório, nossa companhia fica obrigada a distribuir valor adicional para assegurar que o valor líquido
recebido pelos acionistas, após o pagamento do imposto retido na fonte, seja, no mínimo, igual ao dividendo
obrigatório.
As distribuições de juros sobre capital próprio para detentores estrangeiros poderão ser convertidas em dólares
dos Estados Unidos e remetidas para o exterior, observados os controles cambiais aplicáveis, contanto que o
investimento seja registrado no Banco Central do Brasil.
Não podemos garantir que nosso Conselho de Administração não decidirá que futuras distribuições sejam
feitas sob a forma de juros sobre o capital próprio.
Tributação de Ganhos – Nos termos da Lei nº 10.833/2003, os ganhos reconhecidos na alienação de ativos
localizados no Brasil, tais como nossas ações, por um detentor não brasileiro, estão sujeitas ao imposto de
renda retido na fonte no Brasil. Esta regra é aplicável independentemente da alienação ter ocorrido no Brasil
ou no exterior e/ou se a alienação é realizada ou não para uma pessoa física ou entidade residente ou
domiciliada no Brasil.
Como regra geral, o ganho de capital auferido em consequência da operação de alienação é a diferença entre o
montante auferido na alienação do ativo e o respectivo custo de aquisição.
Ganhos de capital auferidos por detentores não brasileiros na alienação de ações vendidas em bolsa de valores
brasileira (que inclui as transações realizadas em mercado de balcão organizado):
estão sujeitos a imposto de renda retido na fonte à alíquota zero, se realizados por um detentor não
brasileiro que (i) registrou seu investimento no Banco Central nos termos da regulamentação do Conselho
Monetário Nacional do Brasil, ou CMN (Resolução nº 4.373, de 29 de setembro de 2014), ou um
Detentor Registrado, e (ii) não é um Detentor em Paraíso Fiscal; e
estão sujeitos a imposto de renda a uma alíquota de 15% com relação aos ganhos de capital auferidos por
um detentor não brasileiro que não seja um Detentor Registrado ou Detentor de Paraíso Fiscal (incluindo
detentores não brasileiros que se enquadrem aos termos da Lei nº 4.131/62) e ganhos de capital auferidos
por Detentores em Paraíso Fiscal que sejam Detentores Registrados. Nesse caso, o imposto de renda
retido na fonte a uma alíquota de 0,005% será aplicável e pode ser compensado com qualquer valor de
imposto de renda devido sobre o ganho de capital.
200
Quaisquer outros ganhos auferidos na alienação das ações não realizada na bolsa de valores no Brasil:
estão sujeitos a imposto de renda a uma alíquota de 15% quando efetivados por um detentor não
brasileiro que não seja um Detentor em Paraíso Fiscal, seja um Detentor Registrado ou não; e
estão sujeitos a imposto de renda a uma alíquota de 25% quando efetivadas por um Detentor em Paraíso
Fiscal, seja um Detentor Registrado ou não.
Nos casos acima, se os ganhos estão relacionados a transações realizadas em mercado de balcão não
organizado, no Brasil, com intermediação, o imposto de renda retido na fonte à alíquota de 0,005% também
será aplicável e pode ser compensado com qualquer valor de imposto de renda devido sobre o ganho de
capital.
Qualquer exercício de direitos de preferência relacionados a ações não estará sujeito a imposto de renda no
Brasil. Ganhos auferidos por detentores não brasileiros na alienação de direitos de preferência estarão sujeitos
a imposto de renda no Brasil de acordo com as mesmas regras aplicáveis à alienação de ações.
Não há qualquer garantia de que o atual tratamento favorável aos Detentores Registrados continuará em vigor
no futuro.
Venda de ADSs de Ações Preferenciais e ADSs de Ações Ordinárias por Detentores Americanos para Outros
Não Residentes no Brasil — Em conformidade com o artigo 26 da Lei nº 10.833/2003, publicada em 29 de
dezembro de 2003, a venda de propriedade localizada no Brasil envolvendo investidores não residentes está
sujeita a imposto de renda, a partir de 1º de fevereiro de 2004. Nosso entendimento é que as ADSs não se
qualificam como propriedade localizada no Brasil e, assim sendo, não devem ser sujeitas à retenção de
imposto no Brasil. Até o momento, tendo em vista que a norma referida é genérica e não foi analisada por
tribunais administrativos ou judiciais, não podemos assegurar o resultado final dessa discussão.
Caso tal entendimento não prevaleça, é importante mencionar que em relação ao custo de aquisição a ser
adotado para o cálculo dos referidos ganhos, a lei brasileira possui dispositivos conflitantes em relação à
moeda em que tal montante deverá ser determinado. O assessor jurídico brasileiro da CEMIG possui a opinião
de que os ganhos de capital devem ser calculados com base na diferença positiva entre o custo de aquisição
das ações preferenciais ou ações ordinárias registrado no Banco Central do Brasil em moeda estrangeira e o
valor de alienação de tais ações preferenciais ou ações ordinárias na mesma moeda. Esta opini ão está
lastreada em um precedente emitido por um órgão administrativo brasileiro. Entretanto, considerando que as
autoridades fiscais não estão vinculadas a tal precedente, alguns pronunciamentos foram emitidos adotando o
custo de aquisição em moeda brasileira.
Ganhos sobre a Permuta de ADSs de ações preferenciais por ações preferenciais ou de ADSs de ações
ordinárias por ações ordinárias — apesar de não haver diretrizes regulatórias claras, a permuta de ADSs por
ações não deveria estar sujeita à tributação no Brasil. Os detentores não brasileiros poderão trocar ADSs de
ações preferenciais pelas ações preferenciais a estas subjacentes ou ADSs de ações ordinárias por ações
ordinárias a estas subjacentes, e ainda, vender as ações preferenciais ou ações ordinárias em uma bolsa de
valores brasileira e remeter os lucros da venda para o exterior dentro de cinco dias úteis a contar da data de
permuta (se valendo do registro eletrônico do depositário), sem consequências fiscais. Embora não haja uma
instrução regulatória clara, a permuta de ADSs por ações não deverá estar sujeita a imposto de renda retido na
fonte.
Mediante recebimento das ações preferenciais subjacentes às ADSs de ações preferenciais ou das ações
ordinárias subjacentes às ADSs de ações ordinárias, os detentores não brasileiros também podem optar por
registrar no Banco Central o valor de tais ações preferenciais ou ações ordinárias em dólares americanos como
uma carteira de investimentos estrangeiros, nos termos da Resolução do CMN nº 4.373/2014, que lhes
permite receber o tratamento fiscal mencionado acima para “Tributação de Dividendos”.
Alternativamente, os detentores não brasileiros também poderão registrar o valor dessas ações preferenciais
ou ações ordinárias em dólares americanos no Banco Central como um investimento estrangeiro direto, nos
201
termos da Lei 4.131 de 03 de setembro de 1962, em cujo caso a respectiva venda seria sujeita ao tratamento
fiscal referido na seção “Tributação de Ganhos”.
Ganhos sobre a Permuta de Ações Preferenciais por ADSs de Ações Preferenciais ou de Ações Ordinárias
por ADSs de Ações Ordinárias – O depósito de ações preferenciais em permuta pelas ADSs de ações
preferenciais ou de ações ordinárias por ADSs de ações ordinárias poderá ficar sujeito a imposto de renda no
Brasil sobre ganhos de capital, caso o valor anteriormente registrado no Banco Central como investimento
estrangeiro em ações preferenciais ou ações ordinárias ou, no caso de outros investidores de mercado nos
termos da Resolução do CMN nº 4.373/2014, o custo de aquisição das ações preferenciais ou das ações
ordinárias, conforme o caso, seja inferior:
ao preço médio por ação preferencial ou ações ordinárias em bolsa de valores Brasileira em que o maior
volume dessas ações preferenciais ou ações ordinárias tenha sido vendido no dia do depósito; ou
caso nenhuma ação preferencial tenha sido vendida nesse dia, ao preço médio em bolsa de valores
brasileira em que o maior volume de ações preferenciais ou ações ordinárias tenha sido vendido nos 15
pregões anteriores.
A diferença entre o valor anteriormente registrado ou o custo de aquisição, conforme o caso, e o preço médio
das ações preferenciais ou ações ordinárias, calculado conforme acima estipulado, é considerada ganho de
capital sujeito a imposto de renda à alíquota de 15% ou 25% para Detentores em Paraísos Fiscais. Embora não
haja uma clara instrução regulatória, essa tributação não deverá se aplicar a Detentores Não Residentes
registrados nos termos da Resolução do CMN nº 4.373/2014, exceto Residentes em Paraíso Fiscal.
Tributação de Operações de Câmbio – A legislação brasileira impõe Imposto sobre Operações de Câmbio, ou
IOF/Câmbio, sobre a conversão de reais em moeda estrangeira ou vice-versa. A alíquota do IOF/Câmbio
atualmente aplicável para quase todas as operações de câmbio é de 0,38%, embora outras alíquotas possam
ser aplicáveis a determinadas operações, tais como:
(i) liquidações de câmbio para entrada de recursos relacionados às operações realizadas no mercado de
capitais e financeiro do Brasil por Detentor não Brasileiro: 0%;
(ii) liquidações de operações de câmbio contratadas por investidor estrangeiro relativas a transferências do
exterior de recursos para aplicação no País em renda variável realizada em bolsa de valores ou em bolsa
de mercadorias e futuros nos termos da Resolução do CMN nº 4.373/2014: 0%;
(iii) liquidações de operações de câmbio para fins de retorno de recursos aplicados por investidor estrangeiro
nos mercados financeiro e de capitais descritos no itens (i) e (ii) acima: 0%;
(iv) operações de câmbio referentes ao pagamento de dividendos e juros sobre capital próprio relacionados
aos investimentos descritos no item (i), (ii) e (iii) acima: 0%
(v) à liquidação de operações de câmbio simultâneas referentes ao cancelamento de recibos depositários para
transferência do investimento em ações negociadas na bolsa: 0%;
(vi) a liquidação de operações de câmbio referentes a empréstimos estrangeiros com vencimento mínimo
superior a 180 dias está sujeita à alíquota de IOF de 0%; e
(vii) a liquidação de operações de câmbio referentes a empréstimos estrangeiros, sujeitos ao registro no Banco
Central, contratados diretamente ou mediante a emissão de valores mobiliários no mercado internacional,
com vencimento mínimo inferior a 180 dias está sujeita à alíquota de IOF de 6%.
Embora não haja uma clara instrução regulatória, a conversão de reais em dólares para pagamento de
dividendos a detentores de ADSs também deverá se beneficiar do IOF/Câmbio à alíquota de 0%.
Não obstante as referidas alíquotas do IOF/Câmbio em vigor na presente data, o Ministro da Fazenda está
autorizado por lei a elevar a alíquota do IOF/Câmbio até o máximo de 25% do valor da operação, mas
exclusivamente em bases prospectivas.
202
Tributação de Transações relativas a Títulos e Valores Mobiliários — A legislação brasileira impõe uma
Tributação de Transações relativas a Títulos e Valores Mobiliários, ou IOF/Títulos, incluindo aquelas
realizadas em bolsas de valores brasileiras.
O IOF/Títulos também poderá incidir sobre operações que envolvam ADSs de ações preferenciais ou ADS de
ações ordinárias se foram consideradas ativos localizados no Brasil pelas autoridades fiscais brasileiras.
A alíquota de IOF/Títulos aplicável às transações envolvendo ações (ações preferenciais, ADSs de ações
preferenciais, ações ordinárias e ADSs de ações ordinárias) é atualmente zero. Além disso, nos termos do
Decreto nº 8.165/2013, a partir de 24 de dezembro de 2013, fica reduzida a zero a alíquota do IOF/Títulos
incidente na cessão de ações que sejam admitidas à negociação em bolsa de valores no Brasil com o fim
específico de lastrear a emissão de depositary receipts – DR negociados no exterior.
O Ministério da Fazenda pode aumentar as alíquotas do IOF/Títulos para até 1,5% ao dia, mas somente
aplicável a transações futuras.
Outros Impostos Brasileiros — Alguns estados brasileiros impõem impostos sobre herança ou doação feita
por pessoas físicas ou jurídicas não domiciliadas ou residentes no Brasil a pessoas físicas ou jurídicas
domiciliadas ou residentes nesses estados. Não há nenhuma taxa de selo, emissão, registro, tampouco tarifas
ou impostos similares brasileiros a serem pagos por detentores de ações preferenciais, ações ordinárias, ADSs
de ações preferenciais ou ADSs de ações ordinárias.
Considerações sobre Impostos Norte-Americanos
Via de regra, para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos, Detentores Norte-Americanos de
ADSs serão tratados como titulares das ações ordinárias ou ações preferenciais representadas pelas ADSs em
questão. Consequentemente, a conversão de ADSs por ações ou a conversão de ações por ADSs não será, de
modo geral, tributada para fins do imposto de renda dos Estados Unidos.
203
Tributação de Distribuições – Sujeito à discussão abaixo em “– Regras de Companhias de Investimento
Estrangeiro Passivo”, as distribuições relativas às ações ou às ADSs (que não as distribuições por resgate das
ações, sujeitas ao Artigo 302(b) do Código, ou por liquidação da Companhia), na medida em que efetuadas a
partir de lucros acumulados ou atuais da Companhia conforme apurados nos termos dos princípios do imposto
de renda federal dos Estados Unidos, constituirão dividendos. A distribuição também inclui o montante de
qualquer tributação brasileira retidas em qualquer dessas distribuições. Se tais lucros serão ou não suficientes
para todas essas distribuições às ações ou ADSs se qualificarem como dividendos, dependerá da lucratividade
futura da Companhia e de outros fatores, muitos deles fora do controle da Companhia. À medida que tal
distribui ção exceda o valor dos lucros da Companhia, ela será tratada como retorno de capital não tributável
na medida do volume das ações ou ADSs do detentor norte-americano e, subsequentemente, como ganho de
capital. Conforme empregado abaixo, o termo “dividendo” significa distribuição que constitui dividendo para
fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos. A Companhia não pretende atualmente manter o cálculo
de seus ganhos e lucros sob os princípios do imposto de renda federal dos Estados Unidos. Deste modo,
contribuintes americanos devem esperar que todas as distribuições feitas em relação às ações ou ADSs irão
geralmente ser tratadas como dividendos. Os dividendos em dinheiro (incluindo os valores retidos com
relação a impostos brasileiros) pagos:
(i) às ações poderão, de modo geral, ser incluídos na receita bruta de detentor norte-americano como receita
ordinária no dia em que os dividendos forem recebidos pelo detentor norte-americano; ou
(ii) às ações representadas por ADSs poderão, de modo geral, ser incluídos na receita bruta de detentor norte
– americano como receita ordinária no dia em que os dividendos forem recebidos pelo banco depositário
e, em qualquer das hipóteses, não são passíveis da dedução por dividendos recebidos facultada à
companhia. Os dividendos pagos em reais poderão ser incluídos na receita de detentor norte-americano
em valor em dólares dos Estados Unidos calculado com base na taxa de câmbio vigente no dia em que
forem recebidos pelo detentor norte-americano, no caso de ações, ou pelo banco depositário, no caso de
ações representadas por ADSs.
Se os dividendos pagos em reais forem convertidos em dólares dos Estados Unidos no dia e m que forem
recebidos pelo detentor norte-americano ou pelo banco depositário, conforme o caso, os detentores norte-
americanos, de modo geral, não ficarão obrigados a reconhecer ganho ou perda cambial relativamente à
receita de dividendos. Os detentores norte-americanos deverão consultar seus próprios consultores fiscais
relativamente ao tratamento de qualquer ganho ou perda cambial, caso quaisquer reais recebidos pelo detentor
norte-americano ou pelo banco depositário não sejam convertidos em dólares dos Estados Unidos na data de
recebimento, bem como relativamente às consequências fiscais resultantes do recebimento de quaisquer reais
adicionais do custodiante em função da inflação brasileira.
Os dividendos constituirão, de modo geral, receita de fonte estrangeira e geralmente irá constituir uma
“categoria de receita passiva” ou, no caso de certos detentores norte-americanos, uma “categoria geral de
receita” para fins de crédito fiscal estrangeiro. Na hipótese de ser exigida a retenção na fonte de impostos
brasileiros sobre tais dividendos, esses impostos poderão ser tratados como imposto de renda estrangeiro,
observadas as limitações e condições geralmente aplicáveis nos termos da legislação do imposto de renda
federal dos Estados Unidos, para fins de crédito em face do passivo de imposto de renda federal dos Estados
Unidos de detentor norte-americano (ou à opção do detentor norte-americano, poderá ser deduzido no cálculo
da receita tributável). O cálculo e a disponibilidade de créditos fiscais estrangeiros e, no caso de um detentor
norte-americano que opte por deduzir impostos estrangeiros, a disponibilidade de deduções, envolvem a
aplicação de normas que dependem de circunstâncias específicas de cada detentor norte-americano. Na
hipótese de ser exigida a retenção na fonte de impostos brasileiros, os detentores norte-americanos deverão
consultar seus próprios consultores fiscais quanto à disponibilidade de créditos fiscais estrangeiros
relativamente a impostos brasileiros retidos na fonte.
204
Distribuições a detentores norte-americanos de “ações ordinárias” adicionais ou de direitos de preferência
relativos a essas “ações ordinárias”, relativamente às suas ações ordinárias ou ADSs de ações ordinárias que
façam parte de distribuição proporcional a todos os acionistas da Companhia não serão, de modo geral,
tratadas como receita de dividendos para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, porém
poderiam ensejar ganho tributável adicional de origem norte-americana quando da venda de tais ações
adicionais ou direitos de preferência. Distribuições não rateadas de tais ações ou direitos em geral poderiam
ser incluídos na receita bruta de detentor norte-americano na mesma extensão e da mesma forma que as
distribuições a serem pagas em dinheiro. Nessa hipótese, o valor de tal distribuição (e a base das novas ações
ou direitos de preferência assim recebidos) equivalerá, de modo geral, ao valor de mercado das ações ou dos
direitos de preferência na data de distribuição. Não está totalmente claro se as ações preferenciais serão
tratadas como “ações preferenciais” ou “ações ordinárias” para este propósito. Se as ações preferenciais forem
tratadas como “ações ordinárias” para estes propósitos o tratamento acima seria utilizado para distribuições de
ações e direitos de preferência relativos a ações preferenciais ou ADSs de ações preferenciais. Por outro lado.
Se as ações forem tratadas como “ações preferenciais” uma distribuição de ações adicionais ou direitos de
preferência seriam incluídos na receita bruta da mesma forma que uma distribuição em dinheiro
independentemente de tal distribuição ser considerada uma distribuição não rateada.
Receita de Dividendo Qualificada — Não obstante as disposições precedentes, certos dividendos recebidos
por detentores norte-americanos pessoas físicas que constituam “receita de dividendo qualificada” atualmente
poderão estar sujeitos à alíquota marginal máxima reduzida de imposto de renda federal dos Estados Unidos.
Receita de dividendo qualificada inclui, de modo geral, entre outros dividendos, dividendos recebidos durante
o exercício de “companhias estrangeiras qualificadas”. Via de regra, as companhias estrangeiras são tratadas
como companhias estrangeiras qualificadas relativamente a qualquer dividendo pago pela companhia no
tocante a ações da companhia que sejam prontamente negociáveis em mercado de valores mobiliários
estabelecido nos Estados Unidos. Para esse fim, uma ação é tratada como prontamente negociável em
mercado de valores mobiliários estabelecido nos Estados Unidos se um ADR lastreado por tal ação for assim
negociado.
Não obstante essa regra precedente, os dividendos recebidos de companhia estrangeira que seja companhia de
investimento estrangeiro passivo (conforme definição contida no artigo 1297 do Código), em qualquer
exercício da companhia em que o dividendo tenha sido pago ou no exercício anterior, não constituirão receita
de dividendo qualificada. Além disso, o termo “receita de dividendo qualificada” não incluirá, entre outros
dividendos, quaisquer (i) dividendos em relação a qualquer ação ou ADS que seja detida por um contribuinte
por 60 dias ou menos durante o prazo de 121 dias com início na data que seja 60 dias anteriores à data em que
tal ação ou ações que lastreiam a ADS se tornarem inelegíveis para dividendos relativamente a tais dividendos
(conforme apurado de acordo com o artigo 246(c) do Código); ou (ii) dividendos, à medida que o contribuinte
tenha a obrigação (seja por força de venda a descoberto ou a outro título) de efetuar pagamentos correlatos a
posições detidas em bens substancialmente similares ou correlatos. Além disso, aplicam-se regras especiais na
determinação de limitação de crédito fiscal estrangeiro de contribuinte de acordo com o artigo 904 do Código
no caso de receita de dividendo qualificada.
Os detentores norte-americanos pessoas físicas deverão consultar seus próprios consultores fiscais para
determinar se os valores recebidos a título de dividendos de nossa companhia constituirão ou não receita de
dividendo qualificada sujeita à alíquota marginal máxima reduzida de imposto de renda federal dos Estados
Unidos e, nessa hipótese, o eventual efeito sobre o crédito fiscal estrangeiro do detentor norte-americano
pessoa física.
Tributação de Ganhos de Capital — Os depósitos e retiradas de ações por detentores norte-americanos em
permuta por ADSs não resultarão em realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos
Estados Unidos.
205
Sujeito à discussão abaixo em “– Regras de Companhias de Investimento Estrangeiro Passivo”, o ganho ou
perda realizado por detentor norte-americano na venda, resgate ou outra alienação tributável de ações ou
ADSs ficará sujeito a imposto de renda federal dos Estados Unidos como ganho ou perda de capital em valor
igual à diferença entre o custo de aquisição corrigido das ações ou ADSs do detentor norte-americano e o
valor apurado na alienação. Ganho ou perda reconhecido por um detentor norte-americano em tal venda,
resgate ou outra alienação tributária geralmente será ganho ou perda de capital de longo prazo se, no momento
da venda ou outra alienação tributável, as ações ou ADSs, conforme aplicável, tenham sido detidas por mais
de um ano. Determinados detentores que não sejam pessoa jurídica (incluindo pessoas físicas) podem ser
elegíveis para índices preferenciais de impostos de renda federais americanos em relação à ganhos de capitais
de longo prazo. A dedução de uma perda de capital é sujeita a limitações para propósitos de imposto de renda
federal americano. Ganhos realizados por detentor americano em uma venda, resgate ou outra alienação de
ações ou ADSs, incluindo o ganho decorrente da redução do custo de aquisição corrigido das ações ou ADSs
do detentor norte-americano em razão de a distribuição ser tratada como retorno de capital e não como
dividendo, de modo geral, será tratado como receita de fonte norte-americana para fins de crédito fiscal
estrangeiro dos Estados Unidos.
Caso o imposto retido na fonte ou o imposto de renda brasileiro for exigido na venda, resgate ou outra
alienação tributável de ações ou ADSs, conforme descrito em “ Tributação Considerações sobre Impostos
no Brasil”, o valor realizado por detentor norte-americano incluirá o valor bruto dos recursos dessa venda,
resgate ou alienação tributável antes da dedução do imposto retido na fonte brasileiro ou imposto de renda
brasileiro, se aplicáveis. A disponibilidade de créditos fiscais estrangeiros dos Estados Unidos para esses
impostos brasileiros está sujeita a certas limitações e envolve a aplicação de regras que dependem de
circunstâncias específicas de um detentor norte-americano. Os detentores norte-americanos deverão consultar
seus próprios consultores fiscais quanto à aplicação das regras de crédito fiscal estrangeiro a seu investimento
em ações preferenciais ou ADSs de ações preferenciais e à alienação de ações ordinárias ou ADSs de ações
ordinárias.
Regras de Companhias de Investimento Estrangeiro Passivo – Certas regras federais americanas adversas de
imposto de renda são geralmente aplicáveis a um indivíduo americano que possua ou disponha de ações de
uma companhia que não seja americana, classificada como uma companhia de investimento estrangeiro
passivo (a “PFIC”). No geral, uma companhia não americana será classificada como PFIC por qualquer ano
fiscal durante o qual, depois de aplicar as regras pertinentes em relação a renda e ativos de subsidiárias, (i)
75% ou mais da renda bruta das companhias não americanas seja “renda passiva”; ou (ii) 50% ou mais do
valor bruto (determinado trimestralmente) dos ativos da companhia não americana produza renda passiva ou
seja mantido para a produção de renda passiva. Para estes fins, a renda passiva geralmente inclui, dentre
outras coisas, dividendos, juros, aluguéis, royalties, ganhos da alienação de passivos e ganhos de commodities
e operações de valores mobiliários (exceto certos ganhos de negócios ativos da venda de commodities). Para
determinar se uma companhia não americana é uma PFIC, uma porção pro rata da renda e ativos de cada
companhia que ela possui, direta ou indiretamente, no mínimo 25% de juros (by value) é levado em
consideração.
A Companhia não acredita que tenha sido uma PFIC, para propósitos de imposto de renda federal americano,
pelo seu ano fiscal anterior e não espera ser uma PFIC em seu atual ano fiscal ou no futuro próximo.
Entretanto, como o status de PFIC depende da composição da renda e ativos da companhia, o valor de
mercado dos ativos de tempo em tempo, e a aplicação de regras que não são sempre claras, não há como
assegurar que a Companhia não será classificada como PFIC por qualquer ano fiscal.
Se a Companhia fosse classificada como PFIC, um detentor americano poderia estar sujeito a consequências
fiscais materias adversas, inclusive estar sujeito a grandes quantidades de tributos em ganhos e certas
distribuições de ações ou ADSs, assim como aumento nas obrigações de reportar. Detentores americanos
devem consultar seu assessor fiscal sobre a possibilidad e da Companhia ser classificada como PFIC e as
consequências dessa classificação.
206
Tributos de Medicare sobre a Renda de Lucro Líquido – Um detentor americano que seja pessoa física, um patrimônio ou um trust (exceto um trust que esteja na categoria especial de trusts isentos de tal tributo) estará sujeito a 3.8% de tributação sobre o menor de (1) a “renda de investimento líquida do detentor americano” (caso seja pessoa física) ou “renda líquida de investimento não distribuída” (no caso de patrimônios e trusts) pelo ano fiscal relevante; e (2) o excesso de “renda bruta modificada e ajustada” (no caso de pessoa física) ou “renda bruta ajustada” (nos casos de patrimônios e trusts) para o exercício fiscal acima de certo limite (que no caso de pessoas físicas será entre $125.000 e $250.000 dependendo das circunstancias do indivíduo). A receita líquida de um detentor americano geralmente incluirá sua receita de dividendos sobre as ações ou ADSs, e sua receita líquida da alienação de ações ou ADSs. Detentores americanos são indivíduos, patrimônios ou trusts devem consultar seus próprios assessores fiscais em relação à aplicabilidade de tributo Medicare em suas rendas e ganhos em respeito às ações ou ADSs.
Prestação de Informações e Retenção na Fonte — As exigências de prestação de informações aplicar-se-ão, de modo geral, a detentores norte-americanos de ADSs e detentores norte-americanos deverão estar de acordo com os procedimentos de certificação aplicáveis para demonstrar que eles não estarão sujeitos a garantir retenções. Investidores que são pessoa física e não relatarem as informações necessárias podem ficar sujeitos a penalidades graves. Os investidores devem pedir orientação a seus próprios consultores fiscais com relação a esses requisitos. O valor de qualquer retenção na fonte sobre um pagamento a um detentor norte-americano será considerado como um crédito contra o imposto de renda federal dos EUA e pode qualificar o titular a um reembolso, desde que certas informações exigidas sejam fornecidas oportunamente à Receita Federal dos EUA.
Relatórios de informações e retenção de segurança – Exigências de reportar informações se aplicarão, de regra, aos detentores norte-americanos de ADSs, e detentores norte-americanos serão obrigados a cumprir procedimentos aplicáveis de certificação para demonstrar que eles não estão sujeitos a retenção na fonte. Os investidores que sejam pessoas físicas e deixarem de relatar as informações necessárias podem estar sujeitos a penalidades substanciais. Os investidores devem consultar seus próprios assessores tributários relativos a esses requisitos. O valor de qualquer retenção de segurança de um pagamento a um detentor norte-americano será permitido como um crédito contra o imposto de renda federal devido nos EUA pelo detentor dos EUA, e pode qualificar tal detentor a um reembolso, desde que certas informações exigidas sejam fornecidas para o U.S. Internal Revenue Service em tempo hábil.
Exigências de Reportar Ativos Financeiros Estrangeiros Específicados – Titulares individuais dos EUA que possuem certos “ativos financeiros estrangeiros especificados” com um valor total superior a USD50.000 geralmente são obrigados a apresentar uma declaração de informações, juntamente com as suas declarações fiscais, atualmente no Formulário 8938, com relação a tais ativos. “Ativos financeiros estrangeiros especificados” geralmente incluem todas as contas financeiras mantidas em um instituição financeira de fora dos EUA, bem como títulos emitidos por um emissor de fora dos EUA que não são mantidos em contas mantidas por instituições financeiras. Níveis de notificação mais elevadas aplicam a certos indivíduos que vivem no exterior e certos indivíduos casados. Regulamentos têm sido propostas que iriam estender esta obrigação de reportar a determinadas entidades que são tratados como formadas ou utilizadas para manter interesses diretos ou indiretos em ativos financeiros estrangeiros especificados, com base em determinados critérios objectivos. Detentores dos EUA que não apresentam um relatório sobre os seus ativos financeiros estrangeiros especificados podem ser sujeitos a sanções fiscais substanciais. Detentores dos EUA devem consultar seus próprios consultores fiscais sobre como estas regras sobre prestação de informações se aplicam a seus ADSs ou ações, incluindo a aplicação destas regras às suas próprias circunstâncias específicas.
Dividendos e Agentes de Pagamento
Nossa companhia paga dividendos sobre ações preferenciais nos valores e na forma estipulada no “– Item 8. Informações Financeiras – Política e Pagamento de Dividendos”. Pagaremos dividendos quanto às ações preferenciais representadas por ADSs de ações preferenciais ou ações ordinárias representadas por ADSs de ações ordinárias ao custodiante por conta do banco depositário, na qualidade de titular registrado das ações preferenciais representadas por ADSs de ações preferenciais ou das ações ordinárias representadas por ADSs de ações ordinárias. Assim que viável, após o recebimento dos dividendos pagos por intermédio do Citibank N.A. ao custodiante, este converterá esses pagamentos em dólares dos Estados Unidos e remeterá esses valores ao banco depositário para pagamento aos detentores de ADSs de ações preferenciais ou de ADSs de ações ordinárias na proporção da titularidade de cada um deles.
Disponibilização de Documentos
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Nossa companhia está sujeita às exigências de prestação de informações do Securities Exchange Act de 1934,
conforme alterado, ou o Exchange Act. De acordo com essas exigências, arquivamos relatórios e outras
informações perante a SEC. Esses materiais, incluindo este relatório anual e respectivos anexos, poderão ser
examinados e copiados na Sala de Consulta Pública da SEC na 100 Fifth Street, N.E., Sala 1580, Washington,
D.C. 20549. As cópias dos materiais poderão ser obtidas na Sala de Consulta Pública da SEC mediante
pagamento das taxas estabelecidas. O público poderá obter informações a respeito do funcionamento da Sala
de Consulta Pública da SEC entrando em contato com a SEC, nos Estados Unidos, por meio do telefone 1-
800-SEC-0330. Além disso, cópias dos anexos que acompanham o presente relatório anual poderão ser
examinadas em nossa sede, na Avenida Barbacena, 1200, 30190-131, Belo Horizonte, Minas Gerais, Brasil.
Seguros
Nós possuímos apólices de seguro para cobertura de incêndio do imóvel onde se localiza a nossa sede, de
risco operacional às turbinas, geradores e transformadores de nossas principais usinas e subestações causados
por incêndio e riscos tais como falha de equipamentos. Também possuímos apólices de seguro para cobertura
de danos à aeronave causados pelas aeronaves utilizadas em nossas operações.
Não possuímos seguro de responsabilidade civil geral para a cobertura de acidentes contra terceiros e não
solicitamos propostas para esse tipo de seguro. Poderemos, no entanto, contratar no futuro esse tipo de seguro.
Além disso, não solicitamos propostas ou possuímos coberturas de seguro contra catástrofes de grandes
proporções que afetem nossas instalações, tais como terremotos e inundações ou falhas do sistema
operacional.
Não possuímos cobertura de seguro para risco de interrupção do negócio, o que significa que os danos
sofridos por nossa companhia e consequentes danos sofridos por nossos clientes em decorrência de
interrupção no fornecimento de energia geralmente não estão cobertas pelo nosso seguro e poderemos estar
sujeitos a prejuízos significativos. Veja a seção “Item 3. Informações Relevantes – Fatores de Risco – Riscos
Relativos à CEMIG – Operamos sem apólices de seguro contra catástrofes e responsabilidade civil.”
Acreditamos que, como contratamos seguro contra incêndio e risco operacional, nossa cobertura de seguro
está em um nível que é usual no Brasil para o tipo de negócio que conduzimos.
Dificuldades em Impor Responsabilidade Civil a Pessoas que não sejam Norte-Americanas
Somos uma sociedade de economia mista constituída segundo as leis brasileiras. Todos os nossos diretores e
conselheiros residem atualmente no Brasil. Além disso, praticamente todos os nossos ativos estão localizados no
Brasil. Como consequência, será necessário que os detentores de ADSs de ações preferenciais ou ADSs de ações
ordinárias cumpram com a lei brasileira a fim de obter uma sentença executável contra nossos diretores executivos,
conselheiros ou nossos ativos. Pode não ser possível par a os detentores de ADSs de ações preferenciais ou ADSs de
ações ordinárias efetivar a citação de nossos diretores e conselheiros dentro dos Estados Unidos, ou executar nos
Estados Unidos, sentenças contra estas pessoas obtidas em tribunais dos Estados Unidos com base em
responsabilidade civil dessas pessoas, incluindo quaisquer sentenças que tenham como fundamento as leis federais de
valores mobiliários dos Estados Unidos, na medida em que essas sentenças excedam os ativos norte-americanos dessas
pessoas. Nossos advogados brasileiros, Stocche, Forbes, Padis, Filizzola, Clápis, Pássaro, Meyer e Refinetti
Advogados, nos aconselharam no sentido que sentenças prolatadas pelos tribunais dos Estados Unidos relacionadas à
responsabilidade civil com fundamento na lei de valores mobiliários dos Estados Unidos poderão ser, observadas as
exigências indicadas abaixo, executadas no Brasil, na medida em que os tribunais brasileiros forem competentes. Uma
sentença contra nossa companhia ou as pessoas descritas acima, obtida fora do Brasil e transitada em julgado está
sujeita à homologação pelo Superior Tribunal de Justiça do Brasil, sem reconsideração dos méritos. A homologação
ocorrerá se a sentença estrangeira:
cumprir todas as formalidades exigidas para sua execução nos termos das leis do país no qual tiver sido
proferida;
tiver sido prolatada por tribunal competente após citação válida, ou após evidência suficiente da ausência
das partes tiver sido obtida, conforme o descrito nas leis aplicáveis;
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não estiver sujeita a recurso;
se referir a pagamento de quantia certa;
for autenticada por um oficial do consulado brasileiro no país em que for proferida e estiver
acompanhada de tradução juramentada para o português; e
não for contrária à soberania nacional, aos princípios de ordem pública ou aos bons costumes brasileiros.
Não podemos garantir que o processo de homologação descrito acima será conduzido em tempo hábil ou que
os tribunais brasileiros executarão sentença pecuniária por violação das leis de valores mobiliários dos
Estados Unidos em relação às ADSs de ações preferenciais e às ações preferenciais representadas pelas ADSs
de ações preferenciais ou às ADSs de ações ordinárias e às ações ordinárias representadas pelas ADSs de
ações ordinárias.
Os advogados brasileiros nos informaram, além disso, que:
ações originárias fundadas nas leis de valores mobiliários federais dos Estados Unidos poderão ser
instauradas em tribunais brasileiros e que, sujeito à ordem pública e à soberania nacional do Brasil, os
tribunais brasileiros vão imputar responsabilidade civil em face da nossa companhia e nossos
administradores nesses tipos de ações; e
a capacidade de um exequente ou das demais pessoas mencionadas acima de cumprir sentença por meio
da penhora de nossos ativos ou dos ativos dos acionistas vendedores está limitada pelas disposições da
legislação brasileira.
O autor da ação (brasileiro ou não brasileiro) que resida fora do Brasil durante o andamento do processo no
Brasil deverá prestar caução para cobrir as custas judiciais e honorários advocatícios caso não possua nenhum
imóvel no Brasil que possa garantir o pagamento das referidas despesas. A caução deverá ter valor suficiente
para cobrir o pagamento das custas judiciais e dos honorários dos advogados do réu, conforme decidido por
juiz brasileiro. Esta exigência não se aplica ao procedimento de execução de sentença estrangeira que tenha
sido homologada pelo Superior Tribunal de Justiça brasileiro.
Item 11. Divulgações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos de Mercado
Estamos expostos a risco de mercado decorrente de alterações das taxas de câmbio e das taxas de juros.
Estamos expostos a risco cambial uma vez que alguns de nossos empréstimos e financiamentos estão
denominados em outras moedas (principalmente o dólar dos Estados Unidos) que não a moeda em que
auferimos nossas receitas (o real). Veja a seção “Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras –
Estimativas Críticas Contábeis”.
Risco Cambial
Em 31 de dezembro de 2015, aproximadamente 0,3% de nossa dívida em aberto, ou R$47 milhões,
encontravam-se denominados em moedas estrangeiras, sendo que, desse montante, aproximadamente 0,2%,
ou R$33 milhões, encontravam-se denominados em dólares dos Estados Unidos. Nossa companhia não possui
receitas significativas denominadas em quaisquer moedas estrangeiras e, em virtude da legislação que exige
que nossa companhia mantenha os recursos excedentes depositados em contas denominadas em reais junto a
bancos brasileiros, nossa companhia não possui ativos monetários denominados em moedas estrangeiras.
Em 2016, a desvalorização hipotética de 25% e 50% do real frente ao dólar dos Estados Unidos acarretaria
saída de caixa anual adicional de aproximadamente R$120 milhões e R$216 milhões, respectivamente,
refletindo o aumento de custo em reais de nossos endividamentos de empréstimos, financiamentos e
debêntures denominados em moeda estrangeira, comparado a um cenário provável. Esta análise de
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sensibilidade pressupõe concomitante flutuação desfavorável de 25% e 50% em cada uma das taxas de
câmbio que afetam as moedas estrangeiras em que nossa dívida é denominada.
As tabelas abaixo evidenciam informações resumidas de nossa exposição aos riscos cambiais em 31 de
dezembro de 2015:
Portfólio do Endividamento Total
R$ (milhões)
Dólar dos Estados Unidos
Financiamentos .................................................................................................................................. 33
Fornecedor (Itaipu) ............................................................................................................................
315
348
Outras moedas
Financiamentos .................................................................................................................................. 14
Passivo Líquido exposto a risco cambial ........................................................................................ 362
Risco de Taxa de Juros
Em 31 de dezembro de 2015, possuíamos empréstimos e financiamentos em aberto no valor de R$15.167
milhões, dos quais aproximadamente R$15.153 milhões estavam sujeitos a juros com taxas flutuantes sendo,
R$15.095 milhões sujeitos a juros atrelados a índices de inflação e à taxa SELIC, e R$72 milhões sujeitos
principalmente à LIBOR.
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Em 31 de dezembro de 2015, possuíamos passivos líquidos de outros ativos, sobre os quais incidiam juros a
taxas flutuantes no valor de R$11.717 milhões. Os ativos consistiam principalmente de caixa e equivalentes
de caixa e valores mobiliários, conforme mostra o sumário apresentado nas tabelas abaixo. Uma hipotética,
instantânea e desfavorável mudança de 100 pontos base na taxa de juros aplicáveis a taxas flutuantes de ativos
e passivos financeiros realizada em 31 de dezembro de 2015 resultaria em uma perda potencial de R$11.717
milhões a ser registrada como um gasto financeiro em nossos relatórios financeiros consolidados.
Total da Carteira de Endividamento
R$ (milhões)
Dívida de taxa flutuante:
Denominada em reais .................................................................................................................. 15.120
Denominada em moeda estrangeira ............................................................................................ 33
15.153
Dívida de taxa fixa:
Denominada em reais ..................................................................................................................
Denominada em moeda estrangeira ............................................................................................ 14
Total ........................................................................................................................................... 15.167
Total da Carteira
Taxa flutuante
(R$ milhões)
Ativo:
Caixa e equivalentes de caixa ...................................................................................................... 925
Valores mobiliários ..................................................................................................................... 2.511
Total do ativo ............................................................................................................................. 3.436
Passivo:
Financiamentos (Taxa Flutuante) ................................................................................................ (15.153)
Total do passivo ......................................................................................................................... (15.153)
Total ........................................................................................................................................... (11.717)
Item 12. Descrição de Outros Valores Mobiliários além das Ações
American Depositary Shares
O Citibank, N.A. atua como depositário (“Depositário”) das nossas ADSs de ações ordinárias e ADSs de
ações preferenciais. Os titulares de ADSs, qualquer pessoa ou entidade com legítima titularidade resultante da
titularidade das ADSs, e pessoas que efetuam depósito de ações ou entrega de ADSs para fins de
cancelamento e retirada de Valores Mobiliários Depositados (conforme definidas nos Contratos de Depósito)
são obrigadas a pagar ao Depositário certas taxas e correspondentes encargos, conforme identificados a
seguir.
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As taxas relativas às nossas ADSs de ações ordinárias são:
Serviço Taxa Paga por quem
(1) Emissão de ADSs de ações
ordinárias mediante depósito de ações
ordinárias (sem incluir emissões em
virtude de distribuições descritas no
parágrafo (4) abaixo).
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
ordinárias (ou fração das mesmas)
emitidas.
Pessoa que efetuou depósito de ações
ordinárias ou recebeu ADSs de ações
ordinárias.
(2) Entrega de Valores Mobiliários
Depositados, bens e dinheiro mediante
entrega de ADSs de ações ordinárias.
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
ordinárias (ou fração das mesmas)
entregues.
Pessoa que efetuou entrega de ADSs de
ações ordinárias para fins de retirada de
Valores Mobiliários Depositados ou
pessoa a quem os Valores Mobiliários
Depositados foram entregues.
(3) Distribuição de dividendos em
dinheiro ou outras distribuições em
dinheiro (por exemplo, direitos de
venda e outros direitos).
Até $2,00 por 100 ADSs de ações
ordinárias (ou fração das mesmas)
detidas.
Pessoa a quem a distribuição é efetuada.
(4) Distribuição de ADSs de ações
ordinárias nos termos dos (i) dividendos
de ações ou outras distribuições livres
de ações, ou (ii) exercício de direitos
para aquisição de ADSs de ações
ordinárias adicionais.
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
ordinárias (ou fração das mesmas)
emitidas.
Pessoa a quem a distribuição é efetuada.
(5) Distribuição de valores mobiliários,
exceto ADSs de ações ordinárias ou
direitos para aquisição de ADSs de
ações ordinárias adicionais (por
exemplo, ações de cisão).
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
ordinárias (ou fração das mesmas)
emitidas.
Pessoa a quem a distribuição é efetuada.
(6) Transferência de ADRs. $1,50 por certificado de
transferência.
Pessoa que apresenta o certificado de
transferência.
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As taxas relativas às nossas ADSs de ações preferenciais são:
Serviço Taxa Paga por quem
(1) Emissão de ADSs de ações
preferenciais mediante depósito de
ações preferenciais (sem incluir
emissões contempladas nos parágrafos
(3)(b) e (5) abaixo).
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
preferenciais (ou fração das mesmas)
emitidas.
Pessoa a quem os depósitos são feitos ou
que recebeu ADSs de ações
preferenciais.
(2) Entrega de Valores Mobiliários
Depositados, bens e dinheiro mediante
entrega de ADSs de ações preferenciais.
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
preferenciais (ou fração das mesmas)
entregues.
Pessoa que efetuou entrega de ADSs de
ações preferenciais ou efetuou retirada.
(3) Distribuição de (a) dividendos em
dinheiro ou (b) ADSs de ações
preferenciais nos termos dos dividendos
em ações (ou outra distribuição livre de
ações).
Nenhuma taxa, na medida em que
proibida pela Bolsa de Valores na
qual as ADSs de ações preferenciais
estão listadas. Caso a cobrança dessa
taxa não seja proibida, as taxas
descritas no item (1) acima serão
devidas com relação à distribuição
de ADSs de ações preferenciais nos
termos dos dividendos em ações (ou
outra distribuição livre de ações) e as
taxas especificadas no item (4)
abaixo serão devidas com relação às
distribuições em espécie.
Pessoa a quem a distribuição é efetuada.
(4) Distribuição de receitas em dinheiro
(isto é, mediante venda de direitos e
outros direitos).
Até $2,00 por 100 ADSs de ações
preferenciais (ou fração das mesmas)
detidas.
Pessoa a quem a distribuição é efetuada.
(5) Distribuição de ADSs de ações
preferenciais mediante exercício de
direitos.
Até $5,00 por 100 ADSs de ações
preferenciais (ou fração das mesmas)
emitidas.
Pessoa a quem a distribuição é efetuada.
Pagamentos diretos e indiretos do depositário
Possuímos acordo com o Depositário para que o mesmo nos reembolse, até um limite, por certas despesas em
conexão com nossos programas de ADR, inclusive taxas de listagem, despesas legais e contábeis, custos de
distribuição e correspondentes despesas de relações com investidores. Esses reembolsos do exercício findo em
31 de dezembro de 2015 totalizaram o montante líquido de aproximadamente US$2.656 milhões, após a
dedução de impostos norte-americanos aplicáveis, no valor de US$1.138 milhões.
PARTE II
Item 13. Inadimplência, Dividendos em Atraso e Mora
Não se aplica.
Item 14. Alterações Relevantes dos Direitos de Detentores de Valores Mobiliários e Destinação de
Recursos
Não se aplica.
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Item 15. Controles e Procedimentos
(a) Avaliação de Controles e Procedimentos de Divulgação
Nossos Diretores, incluindo nosso Diretor-Presidente, ou Presidente, e nosso Diretor de Finanças e Relações
com Investidores, ou Diretor Financeiro, avaliaram a eficácia de nossos controles e procedimentos de
elaboração e divulgação dos relatórios financeiros e concluíram que, em 31 de dezembro de 2015, esses
controles e procedimentos foram eficazes para fornecer razoável certeza de que as informações constantes em
nossos arquivos e registros a serem divulgadas nos termos do Exchange Act são: (i) registradas, processadas,
sumarizadas e reportadas nos períodos determinados pelas regras e formulários da SEC e (ii) acumuladas e
comunicadas para a nossa administração, inclusive para o nosso Presidente e para o nosso Diretor Financeiro,
de forma adequada, a fim de permitir decisões em tempo hábil em relação à divulgação exigida.
(b) Relatório Anual dos Administradores sobre Controles Internos relacionados aos Relatórios
Financeiros
Nossa Diretoria, inclusive nosso Presidente e nosso Diretor Financeiro, é responsável pelo estabelecimento e
manutenção do sistema de controles internos sobre a elaboração e divulgação dos relatórios financeiros.
Nossos controles internos sobre a elaboração e divulgação dos relatórios financeiros incluem políticas e
procedimentos implementados para fornecer segurança razoável em relação (i) à confiabilidade dos registros
das informações contábeis e financeiras que refletem com um nível razoável de detalhes, precisão e acurácia
as nossas transações e disposições dos ativos, (ii) nossas transações são registradas de modo a permitir a
preparação das demonstrações financeiras em conformidade com os princípios contábeis aceitos, (iii) nossos
recebimentos e desembolsos são realizados em conformidade com as específicas autorizações da
Administração da Companhia e (iv) à detecção tempestiva de aquisições inapropriadas e da alienação ou
distribuição de ativos materiais. Ressaltamos que, devido às suas limitações inerentes, existe a possibilidade
de que essas atividades possam não prevenir ou detectar falhas. Adicionalmente, projeções de qualquer
avaliação da efetividade dos controles internos sobre a elaboração e divulgação dos relatórios financeiros para
períodos futuros, estão sujeitas aos riscos de que os controles possam se tornar inadequados em função de
mudanças nas condições em que operam ou de não detectarem inconformidades em relação às políticas e
procedimentos estabelecidos pela Companhia.
Nossa Administração avaliou a eficácia de nossos controles internos sobre relatórios financeiros em 31 de
dezembro de 2015, baseada nos critérios estabelecidos na estrutura integrada de controles internos emitida
pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission, ou COSO (2013). Nossa
Administração concluiu que, para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015, nosso sistema de
controles internos sobre a elaboração e divulgação dos relatórios financeiros era efetivo.
A firma de auditores independentes que auditou as demonstrações financeiras consolidadas da Companhia
para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes,
auditou a eficácia dos controles internos sobre a divulgação dos relatórios financeiros da Companhia em 31 de
dezembro de 2015 e emitiu um relatório, incluído a seguir.
O Comitê de Ética
Nosso Comitê de Ética foi estabelecido em 12 de agosto de 2004 e é formado por três membros permanentes
e três membros suplentes. É responsável pela gestão, divulgação e atualização da Declaração de Princípios
Éticos e Código de Conduta Profissional da Cemig. Este Comitê recebe e investiga todos os relatos de
violação dos princípios éticos e padrões de conduta da Companhia.
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Em dezembro de 2006, implementamos o Canal de Denúncia Anônima, disponível em nossa intranet. O
propósito deste portal é receber, de forma anônima ou identificada, reclamações ou denúncias de práticas
irregulares, como fraude financeira, apropriação indevida de ativos, recebimento de vantagens indevidas, e a
realização de contratos ilegais. Esse canal visa a melhoria da transparência, da correção de comportamentos
antiéticos ou ilegais e da governança corporativa, assim como ser um instrumento que atende os requisitos da
Lei Sarbanes-Oxley. Reclamações e dúvidas também podem ser enviadas à CEMIG, Av. Barbacena 1200,
S.A.-19º andar/A1, 30190-131, Belo Horizonte, Minas Gerais, Brasil ou ao e-mail
(c) Relatório dos Auditores Independentes
REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM
To the Board of Directors and Stockholders of Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG Belo Horizonte – MG – Brazil
We have audited the internal control over financial reporting of Companhia Energética de Minas Gerais –
CEMIG and subsidiaries (the “Company”) as of December 31, 2015, based on the criteria established in
Internal Control – Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the
Treadway Commission. The Company’s management is responsible for maintaining effective internal control
over financial reporting and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting,
included in the accompanying Management’s Annual Report on Internal Control related to Financial
Reporting. Our responsibility is to express an opinion on the Company’s internal control over financial
reporting based on our audit.
We conducted our audit in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight
Board (United States). Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable
assurance about whether effective internal control over financial reporting was maintained in all material
respects. Our audit included obtaining an understanding of internal control over financial reporting,
assessing the risk that a material weakness exists, testing and evaluating the design and operating
effectiveness of internal control based on the assessed risk, and performing such other procedures as we
considered necessary in the circumstances. We believe that our audit provides a reasonable basis for our
opinion.
A company’s internal control over financial reporting is a process designed by, or under the supervision of,
the company’s principal executive and principal financial officers, or persons performing similar functions,
and effected by the company’s board of directors, management, and other personnel to provide reasonable
assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for
external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control
over financial reporting includes those policies and procedures that (1) pertain to the maintenance of records
that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of the assets of the
company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit
preparation of financial statements in accordance with generally accepted accounting principles, and that
receipts and expenditures of the company are being made only in accordance with authorizations of
management and directors of the company; and (3) provide reasonable assurance regarding prevention or
timely detection of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a
material effect on the financial statements.
Because of the inherent limitations of internal control over financial reporting, including the possibility of
collusion or improper management override of controls, material misstatements due to error or fraud may not
be prevented or detected on a timely basis. Also, projections of any evaluation of the effectiveness of the
internal control over financial reporting to future periods are subject to the risk that the controls may become
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inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures
may deteriorate.
In our opinion, the Company maintained, in all material respects, effective internal control over financial
reporting as of December 31, 2015, based on the criteria established in Internal Control – Integrated
Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission.
We have also audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board
(United States), the consolidated financial statements as of and for the year ended December 31, 2015 of the
Company and our report dated November 11, 2016 expressed an unqualified opinion on those financial
statements and included (i) explanatory paragraph related to the fact that the Company is discussing in
courts the extension of the concessions agreements of hydroelectric power plants of Jaguara and São Simão
that had their concession agreements expired in August 2013 and January 2015, respectively and
(ii) explanatory paragraph about going concern of Renova Energia S.A., an equity-method investee of the
Company.
\s\ DELOITTE TOUCHE TOHMATSU Auditores Independentes
Belo Horizonte, MG, Brazil
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(d) Mudanças no Controle Interno sobre Relatórios Financeiros
Não houve mudança em nosso sistema de controle interno sobre relatórios financeiros durante o ano
finalizado em 31 de dezembro de 2015 que afetasse de forma material, ou que provavelmente afetaria de
forma material, nosso controle interno sobre a elaboração e divulgação dos relatórios financeiros.
Durante 2015, a Companhia concluiu o processo de avaliação dos controles internos de sua subsidiária
Gasmig, adquirida em 2014, por se tratar de parte do escopo geral de controles internos da Companhia sobre
os relatórios financeiros.
Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria
Nosso Conselho Fiscal atua como Comitê de Auditoria para os fins da Lei Sarbanes-Oxley de 2002. Segundo
a Seção 10A-3 das normas da SEC sobre Comitês de Auditoria de companhias listadas na Bolsa de Nova
Iorque, emissores não norte- americanos têm permissão para não ter um Comitê de Auditoria separado,
formado por membros independentes, desde que possuam um Conselho Fiscal estabelecido e escolhido de
acordo com as normas legais de seu país de origem, as quais requeiram ou permitam, expressamente, que tal
Conselho siga certas obrigações. Também segundo esta seção, um Conselho Fiscal pode exercer as obrigações
e responsabilidades de um Comitê de Auditoria dos Estados Unidos, até o limite permitido pela legislação
brasileira. Os peritos financeiros de nosso Conselho Fiscal são os Srs. Newton Brandão Ferraz Ramos e
Ronaldo Dias.
Item 16B. Código de Ética
Adotamos um código de ética, conforme definido no Item 16B do Formulário 20-F, ao amparo do Exchange
Act. Nosso código de ética aplica-se ao nosso Diretor-Presidente, Diretor de Finanças e Relações com
Investidores e às pessoas que desempenham funções similares, bem como aos nossos conselheiros, membros
do Conselho Fiscal e demais diretores e empregados. Nosso código de ética foi arquivado junto à SEC, como
Item 7 no Form 6K do mês de Setembro de 2016 e também está disponível em nosso site www.cemig.com.br.
Se alterarmos as disposições do nosso código de ética, que se aplicam ao nosso Diretor-Presidente, Diretor de
Finanças e Relações com Investidores e às pessoas que desempenham funções similares, ou se procedermos à
qualquer dispensa de tais disposições, divulgaremos tal alteração ou dispensa dentro de 5 dias úteis, contados
da alteração ou dispensa, no mesmo endereço eletrônico.
Item 16C. Principais Honorários e Serviços dos Auditores Honorários de Auditoria e de Outra
Natureza
A tabela abaixo reflete os valores totais cobrados pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes
durante os exercícios sociais encerrados em 31 de Dezembro de 2015, 2014 e 2013.
Exercício encerrado em
31 de dezembro
2015 2014 2013 (em milhares de R$)
Honorários de auditoria .................................................................................... 1.536 1.489 1.444 Serviços adicionais:
Revisão de DIPJ e das provisões trimestrais de IR e CSSL .... 78 74 70 Auditoria de Ativos e Passivos Regulatórios ............................. 15 14 13 Total de honorários ............................................................................................ 1.629 1.577 1.527
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Os honorários de auditoria – Os honorários de auditoria na tabela acima são os honorários totais faturados
pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes em 2015, 2014 e 2013, pelos serviços de auditoria
de nossas demonstrações financeiras anuais preparadas de acordo com as normas internacionais IFRS
emitidas pela IASB e nosso controle interno sobre demonstrações financeiras e pela revisão de nossas
demonstrações contábeis intermediárias.
Revisão de DIPJ e das provisões trimestrais de IR e CSSL – Os honorários fiscais são honorários referentes a
serviços profissionais com relação à revisão de declarações de imposto (atendimento de regulamentos fiscais).
Auditoria de Ativos e Passivos Regulatórios – Os honorários por serviços relacionados a auditoria são
honorários referentes às exigências regulatórias.
Políticas e Procedimentos de Aprovação Prévia do Comitê de Auditoria
Nosso Conselho Fiscal atua como nosso comitê de auditoria para fins da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
Contudo, conforme exigido pela legislação brasileira, adotamos políticas e procedimentos de aprovação
prévia de acordo com os quais todos os serviços de auditoria e de outra natureza prestados por nossos
auditores externos deverão ser aprovados pelo Conselho de Administração. Quaisquer propostas de serviço
submetidas por auditores externos devem ser discutidas e aprovadas pelo Conselho de Administração durante
suas reuniões. Uma vez aprovada a proposta de serviço, formalizamos a contratação dos serviços. A
aprovação de quaisquer serviços de auditoria e de outra natureza, a serem prestados por nossos auditores
externos, encontra-se especificada nas atas das reuniões do nosso Conselho de Administração.
Item 16D. Isenções de Padrões de Listagem para os Comitês de Auditoria
Contamos com a isenção geral dos padrões de listagem de comitês de auditoria, contida na Regra 10A-3(c)(3)
do Exchange Act. Possuímos um Conselho Fiscal que realiza a função de um comitê de auditoria dos Estados
Unidos até o limite permitido pela legislação brasileira. A legislação Brasileira exige que nosso Conselho
Fiscal seja separado do Conselho de Administração, e que os membros de nosso Conselho Fiscal não sejam
eleitos pela nossa administração. A legislação brasileira estabelece normas para a independência do nosso
Conselho Fiscal em relação à nossa administração.
Não acreditamos que a utilização desta isenção por nossa Companhia afetará materialmente a habilidade de
nosso Conselho Fiscal de atuar de forma independente e de atender a outros requisitos dos padrões de
listagem referentes aos comitês de auditoria contidos na Regra 10A-3 do Exchange Act.
Item 16E. Aquisição de Valores Mobiliários pela Emissora e por Adquirentes Afiliados
Não aplicável.
Item 16F. Alterações no Credenciamento de Auditores Certificados da Requerente
Não aplicável
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Item 16G. Governança Corporativa
Diferenças de Governança Corporativa com relação às Práticas da NYSE
Em 4 de novembro de 2003, a Bolsa de Valores de Nova York, ou NYSE, estabeleceu novas normas de
governança corporativa. Segundo essas normas, emitentes privadas estrangeiras ficam sujeitas a conjunto de
exigências de governança corporativa mais limitado do que as emitentes nacionais dos EUA. De acordo com
essas normas, nossa companhia fica obrigada a fazer constar de nosso relatório anual aos acionistas uma
descrição das diferenças significativas entre as práticas de governança corporativa da CEMIG e as que se
aplicariam a emitente nacional dos EUA de acordo com as regras de governança corporativa da NYSE. O
quadro a seguir resume essas diferenças.
Para maiores informações sobre nossas práticas de governança, veja Item9. A Oferta e a Listagem – Mercado
de Negociação.
Artigo
Norma de Governança Corporativa da
NYSE para emitentes nacionais dos EUA Nosso enfoque
303A.01 A companhia listada deve ter maioria de
conselheiros independentes. As “companhias
controladas” não ficam obrigadas a dar
atendimento a esta exigência.
Nos termos do Artigo 303A das normas da New
York Stock Exchange, “companhia controlada”
é considerada como uma companhia na qual
mais de 50% do poder de voto é detido por um
indivíduo, um grupo ou outra companhia.
Tendo em vista que 50,97% do capital votante
da CEMIG são detidos pelo Estado de Minas
Gerais, esta é considerada como uma
companhia controlada. Sendo assim, este
requisito atualmente não se aplica à CEMIG.
303A.03 Os conselheiros não encarregados de
administração da companhia listada deverão
se reunir em sessões executivas regularmente
programadas sem a administração.
Os conselheiros não encarregados de
administração da CEMIG não se reúnem em
sessões executivas regularmente programadas
sem a administração.
303A.04 A companhia listada deverá ter um comitê de
governança corporativa designado composto
integralmente por conselheiros
independentes: com atribuições estatutárias
mínimas definidas. As “companhias
controladas” não ficam obrigadas a dar
atendimento a esta exigência.
Na qualidade de companhia controlada, a
CEMIG não está obrigada a ter um comitê de
governança nominativo. Contudo, a CEMIG
possui um Comitê de Governança Corporativa,
composto por membros independentes e não
independentes, e suas responsabilidades são
claramente definidas nos regulamentos internos
do Conselho de Administração.
303A.05 A companhia listada deve ter um comitê de
remuneração composto integralmente por
conselheiros independentes com atribuições
estatutárias mínimas definidas. As
“companhias controladas” não ficam
obrigadas a dar atendimento a esta exigência.
Na qualidade de companhia controlada, a
CEMIG não ficaria obrigada a dar atendimento
à exigência de comitê de remuneração como se
fosse emitente nacional dos EUA. A CEMIG
não tem comitê de remuneração.
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Artigo
Norma de Governança Corporativa da
NYSE para emitentes nacionais dos EUA Nosso enfoque
303A.06 e
303A.07
A companhia listada deve ter um comitê de
auditoria com no mínimo três conselheiros
independentes que deem atendimento às
exigências de independência da Regra 10A-3
ao amparo do Securities Exchange Act de
1934, conforme alterado, com atribuições
estatutárias mínimas definidas.
A CEMIG exerce sua prerrogativa nos termos
da Norma da SEC 10A-3 e a Lei Sarbanes-
Oxley de 2002, que permite emissores não
norte-americanos a não terem um Comitê de
Auditoria. Nosso Conselho Fiscal exerce as
funções de um Comitê de Auditoria norte-
americano até o limite permitido no direito
brasileiro.
O Conselho Fiscal da CEMIG é um órgão
permanente, responsável, principalmente, pela
inspeção e supervisão das atividades dos
administradores e por verificar a obediência dos
administradores aos seus deveres segundo a lei
e o Estatuto Social.
303A.08 Deverá ser conferida aos acionistas a
oportunidade de votar planos de remuneração
em ações e respectivas revisões relevantes,
com isenções limitadas estabelecidas nas
normas da NYSE.
Nos termos da Lei Brasileira das Sociedades
por Ações, a aprovação dos acionistas é exigida
para adoção de planos de remuneração em
ações.
303A.09 A companhia listada deverá adotar e divulgar
diretrizes de governança corporativa que
englobem certas matérias especificadas
mínimas.
A CEMIG está listada no segmento de Práticas
Diferenciadas de Governança Corporativa
Nível 1 da BM&FBovespa, e, por conseguinte,
a CEMIG é obrigada a seguir as normas
contidas nos regulamentos relacionados.
Adicionalmente, o Manual de Divulgação e Uso
de Informação da CEMIG, sua Política de
Comercialização de Valores Mobiliários, os
Regulamentos Internos de seu Conselho de
Administração e seu Código de Ética definem
regras importantes de governança corporativa
as quais orientam sua administração.
303A.12 Cada Diretor-Presidente de companhia listada
deverá certificar a NYSE, a cada exercício, de
que não tem conhecimento de qualquer
violação pela companhia de parâmetros de
governança corporativa listados pela NYSE.
O Diretor-Presidente da CEMIG prontamente
notificará a NYSE por escrito depois que
qualquer diretor da CEMIG tiver conhecimento
de qualquer descumprimento relevante das
disposições aplicáveis das normas de
governança corporativa da NYSE.
Item 16H. Informações sobre segurança minerária
Não aplicável
Item 17. Demonstrações Financeiras
Não aplicável.
Item 18. Demonstrações Financeiras
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Fazemos referência às páginas F-1 até F-129 do presente relatório anual.
As demonstrações financeiras abaixo são apresentadas como parte do presente relatório anual na forma do
Formulário 20-F:
Parecer da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes para os exercícios encerrados em 31 de
dezembro de 2015 e 31 de dezembro de 2014;
Parecer da Pricewaterhouse Coopers Auditores Independentes da Madeira Energia S.A. – MESA para o
exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2015;
Parecer da Pricewaterhouse Coopers Auditores Independentes da Norte Energia S.A. – NESA para o
exercício encerrados em 31 de dezembro de 2015;
Demonstrações da Situação Financeira Consolidadas Auditadas de 31 de dezembro de 2015 e 31 de
dezembro de 2014;
Demonstrações do Resultado Consolidado e Demonstrações do Lucro Abrangente Auditadas para os
exercícios findos em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013.
Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido Consolidadas Auditadas do triênio findo em 31 de
dezembro de 2015, 2014 e 2013;
Demonstrações do Fluxo de Caixa Consolidadas Auditadas para os exercícios findos em 31 de dezembro
de 2015, 2014 e 2013; e
Notas Explicativas das Demonstrações Financeiras Consolidadas.
Item 19. Anexos
Número
do Anexo Documento
1 Estatuto Social da CEMIG, conforme alterado e em vigor desde 03 de junho de 2014.
2.1 Segunda Alteração e Consolidação do Contrato de Depósito, datado de 10 de agosto de 2001,
celebrado por e entre nós, o Citibank N.A., na qualidade de depositário, e os detentores e
titulares de ADSs evidenciadas por ADRs emitidos de acordo com seus termos (incorporado
por referência ao Termo de Registro no Formulário F-6 relativo às ADSs arquivado em 20 de
agosto de 2001 (Protocolo nº 333-13826)).
2.2 Acordo de Acionistas, datado de 18 de junho de 1997, celebrado entre o Governo Estadual e a
Southern, tendo por objeto os direitos e obrigações dos titulares de nossas ações (incorporado
por referência ao Anexo 2.1 do Termo de Registro no Formulário 20-F, arquivado em 13 de
agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
2.3 Aditivo nº 1 à Segunda Alteração e Consolidação de Contrato de Depósito, datado de 10 de
agosto de 2001, por e entre nós, o Citibank N.A., como depositário, e os detentores e titulares
beneficiários das ADSs demonstradas por ADRs emitidos sob seus termos (incorporado por
referência Termo de Registro no Formulário F-6 relativo às ADSs, arquivado em 11 de junho
de 2007 (Protocolo nº 333-143636)).
2.4 Contrato de Depósito, datado de 12 de junho de 2007, por e entre nós, o Citibank, N.A., como
depositário, e os detentores e titulares beneficiários de ADSs evidenciadas por ADRs emitidos
de acordo com seus termos (incorporado por referência ao Termo de Registro no Formulário
L6 relativo às ADSs de ações ordinárias arquivado em 7 de maio de 2007 (Protocolo nº 333-
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do Anexo Documento
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do Anexo Documento
4.1 Contrato de Concessão de Serviços de Geração de Energia Elétrica, datado de 10 de julho de
1997, celebrado por nós e o Governo Federal, tendo por objeto a prestação de serviços de geração
de energia elétrica ao público (incorporado por referência ao Anexo 4.1 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
4.2 Contrato de Concessão de Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, datado de 10 de julho
de 1997, celebrado por nós e o Governo Federal tendo por objeto a transmissão de energia
elétrica ao público (incorporado por referência ao Anexo 4.2 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
4.3 Segundo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Transmissão de Energia Elétrica,
datado de 16 de setembro de 2005 (incorporado por referência ao Anexo 4.3 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.4 Terceiro aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Transmissão de Energia Elétrica,
para as áreas geográficas do Norte, Sul, Leste e Oeste, datado de 13 de abril de 2010
(incorporado por referência ao Anexo 4.4 do Termo de Registro no Formulário 20-F arquivado
em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
4.5 Contratos de Concessão de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, datados de
10 de julho de 1997, celebrados por nós e o Governo Federal tendo por objeto a prestação de
serviços de distribuição de energia elétrica ao público (incorporados por referência ao Anexo
4.3 do Termo de Registro no Formulário 20- F arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo
nº 1-15224)).
4.6 Primeiro Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Distribuição de Energia Elétrica,
datado de 31 de março de 2005 (incorporado por referência ao Anexo 4.5 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.7 Segundo Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Distribuição de Energia Elétrica,
datado de 16 de setembro de 2005 (incorporado por referência ao Anexo 4.6 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.8 Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 31 de maio de 1995, celebrado por nós e o
Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo Estadual (incorporado
por referência ao Anexo 4.4 do Termo de Registro no Formulário 20-F arquivado em 13 de
agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
4.9 Primeiro Aditivo ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 24 de fevereiro de 2001,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.5 ao nosso Relatório Anual no Formulário 20-
F arquivado em 26 de março de 2003 (Protocolo nº 1-15224)).
4.10 Segundo Aditivo ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 14 de outubro de 2002,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.6 ao nosso Relatório Anual no Formulário 20-
F arquivado em 26 de março de 2003 (Protocolo nº 1-15224)).
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do Anexo Documento
4.11 Terceiro Aditivo ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 24 de outubro de 2002,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.7 ao nosso Relatório Anual no Formulário 20-
F arquivado em 26 de março de 2003 (Protocolo nº 1-15224)).
4.12 Quarta Alteração ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datada de 23 de janeiro 2006,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.14 ao nosso Termo de Registro no Formulário
20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.13 Anúncio de Início de Distribuição Pública de Sênior Units, em conexão com o Fundo de
Securitização da Conta CRC, datado de 26 de Janeiro de 2006 (incorporado por referência no
Anexo 4.15 ao nosso Termo de Registro no Formulário 20-F registrado em 30 de junho de
2006 (Arquivo nº 1-15224)).
4.14 Sumário da Escritura Cobrindo a Primeira Emissão de Notas Promissórias Comerciais, datado
de 24 de agosto de 2006, entre a Cemig Distribuição e o Unibanco—União dos Bancos
Brasileiros S.A. (incorporado por referência noAnexo 4.18 ao nosso Termo de Registro no
Formulário 20-F registrado em 23 de julho de 2007 (Arquivo nº 1-15224)).
4.15 Sumário da Escritura Cobrindo a Distribuição Pública de Debêntures Simples e Não
Conversíveis, datada de 17 de abril de 2007, entre a Cemig Geração e Transmissão e o
Unibanco – União dos Bancos Brasileiros S.A. (incorporado por referência no Anexo 4.19 ao
nosso Termo de Registro no Formulário 20-F registrado em 23 de julho de 2007 (Arquivo nº 1-
15224)).
4.16 Sumário da Escritura Cobrindo a Segunda Emissão de Debêntures, datado de 19 de dezembro
de 2007, entre a Cemig Distribuição e o BB Banco de Investimento S.A. (inserido por
referência ao Anexo 4.20 ao nosso Relatório Anual no Formulário 20-F, arquivado em 30 de
junho de 2008 (Arquivo nº 1-15224)).
4.17 Contrato de Compra e Venda de Ações, datado de 23 de abril de 2009, entre a Cemig Geração
e Transmissão, a Terna – Rete Elettrica Nazionale S.p.A. e a CEMIG (incorporado por
referência ao Anexo 4.22 ao nosso Termo de Registro no Formulário 20-F arquivado em 19 de
junho de 2009 (Protocolo nº 1-15224)).
4.18 Resumo em inglês do Contrato de Compra e Venda de Ações celebrado entre a Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG e Andrade Gutierrez Concessões S.A, em 30 de
dezembro de 2009 (incorporado por referência ao Anexo 4.18 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
4.19 Resumo em inglês do Contrato de Compra e Venda de Ações celebrado entre a Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG e o Fundo de Investimento em Participações PCP, em 31
de dezembro de 2009 (incorporado por referência ao Anexo 4.19 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
4.20 Resumo em inglês do Contrato de Opção de Venda de Ações celebrado entre a Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG e a Enlighted Partners Venture Capital LLC, em 24 de
março de 2010 (incorporado por referência ao Anexo 4.20 do Termo de Registro no Formulário
20-F arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
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do Anexo Documento
4.21 Resumo em inglês do Contrato de Compra de Ações entre a Transmissora Aliança de Energia
Elétrica S.A., a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. e a Abengoa Participações Holding
S.A., datado de 2 de junho de 2011 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado
em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.22 Resumo em inglês do Contrato de Compra de Ações entre a Transmissora Aliança de Energia
Elétrica S.A., a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A., a Abengoa Construção Brasil Ltda.,
a NTE -. Nordeste Transmissora de Energia S.A. e a Abengoa Participações Holding S.A.,
datado de 2 de junho de 2011 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27
de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.23 Sumário da Escritura Cobrindo a Distribuição Pública de Debêntures Não Conversíveis, da
Espécie Quirografária para Distribuição Pública, datada de 3 de março de 2010, firmada entre
Cemig Geração e Transmissão e BB – Banco de Investimento S.A. (incorporado por referência
ao Anexo 4.23. do nosso Relatório Anual no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de
2011 (Protocolo nº 1.15224)).
4.24 Sumário em inglês do Contrato de Compra de Ações firmado entre a Transmissora Aliança de
Energia Elétrica S.A. e a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A., datada de 16 de março de
2012 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do
protocolo: 1-15224)).
4.25 Sumário em inglês do Contrato de Investimento firmado entre a RR Participações S.A., Light
S.A. e Renova Energia S.A., datada de 8 de julho de 2011 (incorporado por referência ao
Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.26 Sumário em inglês do Contrato de Opção de Compra de Ações firmado entre a Parati S.A. e a
Fundação de Seguridade Social Braslight, datada de 15 de julho de 2011 (incorporado por
referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.27 Sumário em inglês do Contrato de Compra e Venda de Ações, firmado entre Amazônia Energia
Participações S.A., Construtora Queiroz Galvão S.A., Construtora OAS Ltda., Contern
Construções e Comércio Ltda., Cetenco Engenharia S.A., Galvão Engenharia S.A., e
J.Malucelli Construtora de Obras S.A. pelas ações na Norte Energia S.A., datado de 25 de
outubro de 2011 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de
2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.28 Sumário em inglês do Contrato de Compra de Ações firmado entre a Cemig e o Estado de
Minas Gerais, datado de 27 de dezembro de 2011 (incorporado por referência ao Formulário
20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.29 Sumário da Escritura Cobrindo a Distribuição Pública de Debêntures Não Conversíveis da
Espécie Quirografária firmada entre Cemig Geração e Transmissão S.A., HSBC Corretora de
Títulos e Valores Mobiliários S.A., Banco BTG Pactual S.A. e Banco do Nordeste do Brasil
S.A. (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do
protocolo: 1-15224)).
4.30 Anúncio de Início de Distribuição Pública, sob o Regime de Garantia de Colocação, de
Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, com Garantia
Adicional Fidejussória, em três Séries, da 3° Emissão da Cemig Distribuição S.A., datado de
19 de março de 2012.
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4.31 Anúncio de Início de Distribuição Pública, sob o Regime de Garantia de Colocação, de
Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, com Garantia
Adicional Fidejussória, em três Séries, da 3° Emissão da Cemig Geração e Transmissão S.A.,
datado de 12 de março de 2012.
4.32 Sumário do Contrato de Investimento em Ativos de Transmissão firmado entre a Cemig,
Cemig Geração e Transmissão S.A. e a Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A, datado
de 17 de maio de 2012 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 30 de
abril de 2013 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.33 Resumo do Contrato de Compra de Ações entre Cemig Capim Branco Energia S.A., Suzano
Papel e Celulose S.A., e Suzano Holding S.A., internening by Comercial Agrícola Paineiras
LTDA (“Paineiras”) e Epícares Empreendimentos e Participações LTDA (“Epícares”), em 12
de março de 2013 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 30 de abril de
2013 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.34 Sumário do Termo de Compromisso para Quitação, firmado entre o Estado de Minas Gerais e a
Cemig, datado de 22 de novembro de 2012 (incorporado por referência ao Formulário 20-F
arquivado em 30 de abril de 2013 (nº do protocolo: 1-15224)).
8 Lista das Subsidiárias (incorporada por referência ao Anexo 8 ao nosso Relatório Anual no
Formulário 20-F arquivado em 25 de maio de 2005 (Protocolo nº 1-15224)).
11 Código de Ética (incorporado por referência ao Item 07 do Form 6-K para o mês de Setembro
de 2016 (Protocolo nº 1-15224).
12.1 Certificado do Diretor-Presidente de acordo com o artigo 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002,
datado de 14 de Novembro de 2016.
12.2 Certificado do Diretor de Finanças e Relações com Investidores de acordo com o artigo 302 da
Lei Sarbanes-Oxley de 2002, datado de 14 de Novembro de de 2016.
13.1 Certificado do Diretor-Presidente de acordo com o artigo 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002,
datado de 28 14 de Novembro de 2016.
13.2 Certificado do Diretor de Finanças e Relações com Investidores de acordo com o artigo 906 da
Lei Sarbanes-Oxley de 2002, datado de14 de Novembro de 2016.
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ASSINATURAS
O registrante abaixo certifica que atende a todos os requisitos para arquivamento no formato 20-F e que foi
dirigente e autorizou o responsável abaixo a assinar esse relatório em seu nome.
COMPANHIA ENERGÉTICA DE
MINAS GERAIS–CEMIG
Por: /s/ Mauro Borges Lemos
Nome: Mauro Borges Lemos
Título: Diretor Presidente
Data: 14 de Novembro de 2016
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Indice de Anexos
Número do
Anexo Documento
1 Estatuto Social da CEMIG, conforme alterado e em vigor desde 03 de junho de 2014.
2.1 Segunda Alteração e Consolidação do Contrato de Depósito, datado de 10 de agosto de 2001,
celebrado por e entre nós, o Citibank N.A., na qualidade de depositário, e os detentores e
titulares de ADSs evidenciadas por ADRs emitidos de acordo com seus termos (incorporado
por referência ao Termo de Registro no Formulário F-6 relativo às ADSs arquivado em 20 de
agosto de 2001 (Protocolo nº 333-13826)).
2.2 Acordo de Acionistas, datado de 18 de junho de 1997, celebrado entre o Governo Estadual e a
Southern, tendo por objeto os direitos e obrigações dos titulares de nossas ações (incorporado
por referência ao Anexo 2.1 do Termo de Registro no Formulário 20-F, arquivado em 13 de
agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
2.3 Aditivo nº 1 à Segunda Alteração e Consolidação de Contrato de Depósito, datado de 10 de
agosto de 2001, por e entre nós, o Citibank N.A., como depositário, e os detentores e titulares
beneficiários das ADSs demonstradas por ADRs emitidos sob seus termos (incorporado por
referência Termo de Registro no Formulário F-6 relativo às ADSs, arquivado em 11 de junho
de 2007 (Protocolo nº 333-143636)).
2.4 Contrato de Depósito, datado de 12 de junho de 2007, por e entre nós, o Citibank, N.A., como
depositário, e os detentores e titulares beneficiários de ADSs evidenciadas por ADRs emitidos
de acordo com seus termos (incorporado por referência ao Termo de Registro no Formulário
L6 relativo às ADSs de ações ordinárias arquivado em 7 de maio de 2007 (Protocolo nº 333-
142654)).
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Número do
Anexo Documento
4.1 Contrato de Concessão de Serviços de Geração de Energia Elétrica, datado de 10 de julho de
1997, celebrado por nós e o Governo Federal, tendo por objeto a prestação de serviços de
geração de energia elétrica ao público (incorporado por referência ao Anexo 4.1 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
4.2 Contrato de Concessão de Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, datado de 10 de julho
de 1997, celebrado por nós e o Governo Federal tendo por objeto a transmissão de energia
elétrica ao público (incorporado por referência ao Anexo 4.2 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
4.3 Segundo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Transmissão de Energia Elétrica,
datado de 16 de setembro de 2005 (incorporado por referência ao Anexo 4.3 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.4 Terceiro aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Transmissão de Energia Elétrica,
para as áreas geográficas do Norte, Sul, Leste e Oeste, datado de 13 de abril de 2010
(incorporado por referência ao Anexo 4.4 do Termo de Registro no Formulário 20-F
arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
4.5 Contratos de Concessão de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, datados de
10 de julho de 1997, celebrados por nós e o Governo Federal tendo por objeto a prestação de
serviços de distribuição de energia elétrica ao público (incorporados por referência ao Anexo
4.3 do Termo de Registro no Formulário 20- F arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo
nº 1-15224)).
4.6 Primeiro Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Distribuição de Energia Elétrica,
datado de 31 de março de 2005 (incorporado por referência ao Anexo 4.5 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.7 Segundo Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviços de Distribuição de Energia Elétrica,
datado de 16 de setembro de 2005 (incorporado por referência ao Anexo 4.6 do Termo de
Registro no Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.8 Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 31 de maio de 1995, celebrado por nós e o
Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo Estadual
(incorporado por referência ao Anexo 4.4 do Termo de Registro no Formulário 20-F
arquivado em 13 de agosto de 2001 (Protocolo nº 1-15224)).
4.9 Primeiro Aditivo ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 24 de fevereiro de
2001, celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo
Governo Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.5 ao nosso Relatório Anual no
Formulário 20-F arquivado em 26 de março de 2003 (Protocolo nº 1-15224)).
4.10 Segundo Aditivo ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 14 de outubro de 2002,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.6 ao nosso Relatório Anual no Formulário
20-F arquivado em 26 de março de 2003 (Protocolo nº 1-15224)).
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Anexo Documento
4.11 Terceiro Aditivo ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datado de 24 de outubro de 2002,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.7 ao nosso Relatório Anual no Formulário
20-F arquivado em 26 de março de 2003 (Protocolo nº 1-15224)).
4.12 Quarta Alteração ao Contrato para a Cessão da Conta CRC, datada de 23 de janeiro 2006,
celebrado por nós e o Governo Estadual, tendo por objeto valores devidos a nós pelo Governo
Estadual (incorporado por referência ao Anexo 4.14 ao nosso Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2006 (Protocolo nº 1-15224)).
4.13 Anúncio de Início de Distribuição Pública de Sênior Units, em conexão com o Fundo de
Securitização da Conta CRC, datado de 26 de Janeiro de 2006 (incorporado por referência no
Anexo 4.15 ao nosso Termo de Registro no Formulário 20-F registrado em 30 de junho de
2006 (Arquivo nº 1-15224)).
4.14 Sumário da Escritura Cobrindo a Primeira Emissão de Notas Promissórias Comerciais, datado
de 24 de agosto de 2006, entre a Cemig Distribuição e o Unibanco—União dos Bancos
Brasileiros S.A. (incorporado por referência noAnexo 4.18 ao nosso Termo de Registro no
Formulário 20-F registrado em 23 de julho de 2007 (Arquivo nº 1-15224)).
4.15 Sumário da Escritura Cobrindo a Distribuição Pública de Debêntures Simples e Não
Conversíveis, datada de 17 de abril de 2007, entre a Cemig Geração e Transmissão e o
Unibanco – União dos Bancos Brasileiros S.A. (incorporado por referência no Anexo 4.19 ao
nosso Termo de Registro no Formulário 20-F registrado em 23 de julho de 2007 (Arquivo nº
1-15224)).
4.16 Sumário da Escritura Cobrindo a Segunda Emissão de Debêntures, datado de 19 de dezembro
de 2007, entre a Cemig Distribuição e o BB Banco de Investimento S.A. (inserido por
referência ao Anexo 4.20 ao nosso Relatório Anual no Formulário 20-F, arquivado em 30 de
junho de 2008 (Arquivo nº 1-15224)).
4.17 Contrato de Compra e Venda de Ações, datado de 23 de abril de 2009, entre a Cemig Geração
e Transmissão, a Terna – Rete Elettrica Nazionale S.p.A. e a CEMIG (incorporado por
referência ao Anexo 4.22 ao nosso Termo de Registro no Formulário 20-F arquivado em 19 de
junho de 2009 (Protocolo nº 1-15224)).
4.18 Resumo em inglês do Contrato de Compra e Venda de Ações celebrado entre a Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG e Andrade Gutierrez Concessões S.A, em 30 de
dezembro de 2009 (incorporado por referência ao Anexo 4.18 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
4.19 Resumo em inglês do Contrato de Compra e Venda de Ações celebrado entre a Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG e o Fundo de Investimento em Participações PCP, em
31 de dezembro de 2009 (incorporado por referência ao Anexo 4.19 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
4.20 Resumo em inglês do Contrato de Opção de Venda de Ações celebrado entre a Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG e a Enlighted Partners Venture Capital LLC, em 24 de
março de 2010 (incorporado por referência ao Anexo 4.20 do Termo de Registro no
Formulário 20-F arquivado em 30 de junho de 2010 (Protocolo nº 1-15224)).
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Anexo Documento
4.21 Resumo em inglês do Contrato de Compra de Ações entre a Transmissora Aliança de Energia
Elétrica S.A., a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. e a Abengoa Participações Holding
S.A., datado de 2 de junho de 2011 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado
em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.22 Resumo em inglês do Contrato de Compra de Ações entre a Transmissora Aliança de Energia
Elétrica S.A., a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A., a Abengoa Construção Brasil Ltda.,
a NTE -. Nordeste Transmissora de Energia S.A. e a Abengoa Participações Holding S.A.,
datado de 2 de junho de 2011 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em
27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.23 Sumário da Escritura Cobrindo a Distribuição Pública de Debêntures Não Conversíveis, da
Espécie Quirografária para Distribuição Pública, datada de 3 de março de 2010, firmada entre
Cemig Geração e Transmissão e BB – Banco de Investimento S.A. (incorporado por
referência ao Anexo 4.23. do nosso Relatório Anual no Formulário 20-F arquivado em 30 de
junho de 2011 (Protocolo nº 1.15224)).
4.24 Sumário em inglês do Contrato de Compra de Ações firmado entre a Transmissora Aliança de
Energia Elétrica S.A. e a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A., datada de 16 de março de
2012 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do
protocolo: 1-15224)).
4.25 Sumário em inglês do Contrato de Investimento firmado entre a RR Participações S.A., Light
S.A. e Renova Energia S.A., datada de 8 de julho de 2011 (incorporado por referência ao
Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.26 Sumário em inglês do Contrato de Opção de Compra de Ações firmado entre a Parati S.A. e a
Fundação de Seguridade Social Braslight, datada de 15 de julho de 2011 (incorporado por
referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.27 Sumário em inglês do Contrato de Compra e Venda de Ações, firmado entre Amazônia
Energia Participações S.A., Construtora Queiroz Galvão S.A., Construtora OAS Ltda.,
Contern Construções e Comércio Ltda., Cetenco Engenharia S.A., Galvão Engenharia S.A., e
J.Malucelli Construtora de Obras S.A. pelas ações na Norte Energia S.A., datado de 25 de
outubro de 2011 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de
2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.28 Sumário em inglês do Contrato de Compra de Ações firmado entre a Cemig e o Estado de
Minas Gerais, datado de 27 de dezembro de 2011 (incorporado por referência ao Formulário
20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.29 Sumário da Escritura Cobrindo a Distribuição Pública de Debêntures Não Conversíveis da
Espécie Quirografária firmada entre Cemig Geração e Transmissão S.A., HSBC Corretora de
Títulos e Valores Mobiliários S.A., Banco BTG Pactual S.A. e Banco do Nordeste do Brasil
S.A. (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 27 de abril de 2012 (nº do
protocolo: 1-15224)).
4.30 Anúncio de Início de Distribuição Pública, sob o Regime de Garantia de Colocação, de
Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, com Garantia
Adicional Fidejussória, em três Séries, da 3° Emissão da Cemig Distribuição S.A., datado de
19 de março de 2012.
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Anexo Documento
4.31 Anúncio de Início de Distribuição Pública, sob o Regime de Garantia de Colocação, de
Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, com Garantia
Adicional Fidejussória, em três Séries, da 3° Emissão da Cemig Geração e Transmissão S.A.,
datado de 12 de março de 2012.
4.32 Sumário do Contrato de Investimento em Ativos de Transmissão firmado entre a Cemig,
Cemig Geração e Transmissão S.A. e a Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A, datado
de 17 de maio de 2012 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 30 de
abril de 2013 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.33 Resumo do Contrato de Compra de Ações entre Cemig Capim Branco Energia S.A., Suzano
Papel e Celulose S.A., e Suzano Holding S.A., internening by Comercial Agrícola Paineiras
LTDA (“Paineiras”) e Epícares Empreendimentos e Participações LTDA (“Epícares”), em 12
de março de 2013 (incorporado por referência ao Formulário 20-F arquivado em 30 de abril
de 2013 (nº do protocolo: 1-15224)).
4.34 Sumário do Termo de Compromisso para Quitação, firmado entre o Estado de Minas Gerais e
a Cemig, datado de 22 de novembro de 2012 (incorporado por referência ao Formulário 20-F
arquivado em 30 de abril de 2013 (nº do protocolo: 1-15224)).
8 Lista das Subsidiárias (incorporada por referência ao Anexo 8 ao nosso Relatório Anual no
Formulário 20-F arquivado em 25 de maio de 2005 (Protocolo nº 1-15224)).
11 Código de Ética (incorporado por referência ao Item 07 do Form 6-K para o mês de Setembro
de 2016 (Protocolo nº 1-15224).
12.1 Certificado do Diretor-Presidente de acordo com o artigo 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002,
datado de 14 de Novembro de 2016.
12.2 Certificado do Diretor de Finanças e Relações com Investidores de acordo com o artigo 302
da Lei Sarbanes-Oxley de 2002, datado de 14 de Novembro de de 2016.
13.1 Certificado do Diretor-Presidente de acordo com o artigo 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002,
datado de 28 14 de Novembro de 2016.
13.2 Certificado do Diretor de Finanças e Relações com Investidores de acordo com o artigo 906
da Lei Sarbanes-Oxley de 2002, datado de14 de Novembro de 2016.
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Companhia Energética de
Minas Gerais –
CEMIG
Demonstrações Financeiras em 31 de dezembro de 2015 e 31 de dezembro de 2014 e exercícios findos em 31 de dezembro de 2015, 2014 e 2013 e relatório da firma de auditoria independente.
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REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM
We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Companhia
Energética de Minas Gerais - CEMIG and subsidiaries (the “Company”) as of December
31, 2015 and 2014, and the related consolidated statements of income, comprehensive
income, changes in equity and cash flows for each of the three years in the period
ended December 31, 2015. These financial statements are the responsibility of the
Company’s management. Our responsibility is to express an opinion on these financial
statements based on our audits. We did not audit the financial statements of Madeira
Energia S.A (a 18.05% percent owned direct and indirect equity method investee
company) and Norte Energia S.A (a 12.50% percent owned indirect equity method
investee company). The Company’s investment in Madeira Energia S.A. at December
31, 2015 and 2014, after consolidating adjustments, was R$1,379 million and R$1,382
million, respectively, and its loss pick up was, after consolidating adjustments, R$3
million and R$387 million for the years ended December 31, 2015 and 2014,
respectively, and the investment in Norte Energia S.A at December 31, 2015, after
consolidating adjustments, was R$905 million, and loss pick up, after consolidating
adjustments, of R$33 million for the year ended December 31, 2015. Those financial
statements were audited by other auditors whose reports have been furnished to us,
and our opinion, insofar as it relates to the amounts included for Madeira Energia S.A.
and Norte Energia S.A. is based solely on the reports of the other auditors.
We conducted our audits in accordance with the standards of the Public Company
Accounting Oversight Board (United States). Those standards require that we plan and
perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the financial
statements are free of material misstatement. An audit includes examining, on a test
basis, evidence supporting the amounts and disclosures in the financial statements. An
audit also includes assessing the accounting principles used and significant estimates
made by management, as well as evaluating the overall financial statement
presentation. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion.
In our opinion, based on our audits and the report of the other auditors, such
consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial
position of Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG and subsidiaries as of
December 31, 2015 and 2014, and the results of their operations and their cash flows
for each of the three years in the period ended December 31, 2015, in accordance with
International Financial Reporting Standards - IFRS, as issued by the International
Accounting Standards Board - IASB.
As discussed in Note 4 to the consolidated financial statements, the Company is
discussing in courts the extension of the concessions agreements of hydroelectric
power plants of Jaguara and São Simão that had their concession agreements expired
in August 2013 and January 2015, respectively.
Deloitte Touche Tohmatsu
Rua Paraíba, 1122 - 21º andar
30130-145 - Belo Horizonte - MG
Brasil
Tel: +55 (31) 3269-7400
Fax: +55 (31) 3269-7470 www.deloitte.com.br
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As discussed in notes 14 and 33 to the financial statements, CEMIG has non-controlling
interest in Renova Energia S.A. which financial conditions raise substantial doubt about
Renova Energia S.A.’s ability to continue as a going concern. The Company’s financial
statements do not include any adjustments that might result from the outcome of this
uncertainty related to Renova Energia S.A..
We have also audited, in accordance with the standards of the Public Company
Accounting Oversight Board (United States), the Company’s internal control over
financial reporting as of December 31, 2015, based on the criteria established in
Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the Committee of
Sponsoring Organizations of the Treadway Commission and our report dated November
11, 2016 expressed an unqualified opinion on the Company’s internal control over
financial reporting.
DELOITTE TOUCHE TOHMATSU
Auditores Independentes
Belo Horizonte, MG, Brazil
November 11, 2016
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Report of Independent Registered Public Accounting Firm
To the Board of Directors and Shareholders Madeira Energia S.A. – MESA We have audited the accompanying consolidated balance sheet of Madeira Energia S.A. – MESA and its subsidiary (the "Company") as of December 31, 2015 and 2014, and the related consolidated statements of operations, comprehensive loss, changes in equity and of cash flows for the years then ended. These financial statements are the responsibility of the Company’s management. Our responsibility is to express an opinion on these financial statements based on our audit. We conducted our audit in accordance with the auditing standards generally accepted in the United States of America and in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States). Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement. An audit includes examining, on a test basis, evidence supporting the amounts and disclosures in the financial statements. An audit also includes assessing the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall financial statement presentation. We believe that our audits provides a reasonable basis for our opinion. In our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the financial position of Madeira Energia S.A. – MESA and its subsidiary at December 31, 2015 and 2014, and the results of their operations and their cash flows for the years then ended in conformity with International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board.
The accompanying consolidated statements of operations, comprehensive loss, changes in equity and of cash flows of the Company for the year ended December 31, 2013 was not audited, reviewed, or compiled by us and, accordingly, we do not express an opinion or any other form of assurance on them. São Paulo - Brazil October 10, 2016 \s\ PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
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Report of Independent Registered Public Accounting Firm
To Board of Directors and Shareholders Norte Energia S.A. We have audited the balance sheet of Norte Energia S.A. (the "Company") as of December 31, 2015, and the related statements of operations, comprehensive loss, of changes in equity and of cash flows for the year then ended. These financial statements are the responsibility of the Company’s management. Our responsibility is to express an opinion on these financial statements based on our audit. The financial statements of the Company as of December 31, 2014 and for the year then ended were audited by other auditors whose report dated February 2, 2015 expressed an unqualified opinion on those statements. We conducted our audit in accordance with the auditing standards generally accepted in the United States of America and in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States). Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement. An audit includes examining, on a test basis, evidence supporting the amounts and disclosures in the financial statements. An audit also includes assessing the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall financial statement presentation. We believe that our audit provides a reasonable basis for our opinion. In our opinion, the financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the financial position of Norte Energia S.A. at December 31, 2015, and the results of its operations and cash flows for the year then ended in conformity with International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board.
Brasília - Brazil October 10, 2016. \s\ PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
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SUMÁRIO
BALANÇOS PATRIMONIAIS ......................................................................................................... 239 DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ....................................................................................... 243 DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ABRANGENTES .......................................................... 247 DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .......................................... 249 DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ............................................................................ 252
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS .............................................. 255 1. ................................................................................................ CONTEXTO OPERACIONAL 257 2. .....................................................................................................BASE DE PREPARAÇÃO 265 3. ....................................................................................... PRINCÍPIOS DE CONSOLIDAÇÃO 286 4. ............................................................................... DAS CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES 289 5. ............................................................................................ SEGMENTOS OPERACIONAIS 303 6. ................................................................................... CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 308 7. ................................................................................... TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS 308 8.CONSUMIDORES E REVENDEDORES E CONCESSIONÁRIOS DE TRANSPORTES DE ENERGIA 309 9. ............................................................................................... TRIBUTOS COMPENSÁVEIS 311 10. .............................................................. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 313 11. .............................................................................. DEPÓSITOS VINCULADOS A LITÍGIOS 318 12. ........REPASSES DE RECURSOS DA CONTA DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO (CDE) 318 13. .......................................................................... ATIVOS FINANCEIROS DA CONCESSÃO 320 14. .............................................................................................................. INVESTIMENTOS 327 15. ................................................................................................................... IMOBILIZADO 349 16. .................................................................................................................... INTANGÍVEIS 352 17. ............................................................................................................. FORNECEDORES 354 18.IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 355 19. ........................................................ EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES 356 20. ........................................................................................... ENCARGOS REGULATÓRIOS 363 21. ......................................................................................... OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGO 363 22. ...................................................................................................................... PROVISÕES 372 23. ............................................ PATRIMÔNIO LÍQUIDO E REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS 384 24. .......................................................................................................................... RECEITA 392 25. ............................................................................ CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS 396 26. ............................................................................ RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS 400 27. ................................................................. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS 402 28. .................................................... INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS 405 29. ................................................................................ MENSURAÇÃO PELO VALOR JUSTO 416 30. ........................................................................................................................ SEGUROS 418 31. .......................................................................................... OBRIGAÇÕES CONTRATUAIS 420 32. ........................................................................ TRANSAÇÕES NÃO ENVOLVENDO CAIXA 422 33. .............................................................................................. EVENTOS SUBSEQUENTES 423
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BALANÇOS PATRIMONIAIS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014
ATIVO
(Em milhões de Reais)
Nota 2015 2014 CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa 6 925 887 Títulos e Valores Mobiliários 7 2.427 994 Consumidores e Revendedores 8 3.581 2.142 Concessionários – Transporte de Energia 8 184 248 Ativo Financeiro da Concessão 13 874 848 Tributos Compensáveis 9 175 214 Imposto de Renda e Contribuição Social a recuperar 10a 306 295 Dividendos a Receber 62 73 Estoques 37 40 Adiantamento a Fornecedores 27 87 4 Repasses de Recursos da Conta de Desenvolvimento Econômico (CDE)
12 72 345
Outros Créditos 647 464
TOTAL DO CIRCULANTE 9.377 6.554
NÃO CIRCULANTE Títulos e Valores Mobiliários 7 84 17 Adiantamento a Fornecedores 27 60 - Consumidores e Revendedores 8 58 203 Concessionários – Transporte de Energia 8 75 6 Tributos Compensáveis 9 258 387 Imposto de Renda e Contribuição Social a recuperar 10ª 206 207 Impostos de Renda e Contribuição Social Diferidos 10b 1.498 1.246 Depósitos Vinculados a Litígios 11 1.813 1.535 Outros Créditos 808 407 Ativo Financeiro da Concessão 13 2.660 7.475 Investimentos 14 9.745 8.040 Imobilizado 15 3.940 5.544
Intangível 16 10.275 3.379
TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 31.480 28.446
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As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.
TOTAL DO ATIVO 40.857 35.000
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BALANÇOS PATRIMONIAIS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014
PASSIVO
(Em milhões de Reais)
Nota 2015 2014 Fornecedores 17 1.901 1.604 Encargos Regulatórios 20 517 106 Participações nos Lucros 114 116 Impostos, Taxas e Contribuições 18a 740 555 Imposto de Renda e Contribuição Social 18b 11 43 Juros sobre capital próprio e Dividendos a Pagar 23 1.307 1.643 Empréstimos e Financiamentos 19 5.137 4.143 Debêntures 19 1.163 1.148 Salários e Contribuições Sociais 221 195 Obrigações Pós-emprego 21 167 153 Instrumentos Financeiros – Opções de Venda 14 1.245 -
Outras Obrigações 551 417
TOTAL DO CIRCULANTE 13.074 10.123
NÃO CIRCULANTE Encargos Regulatórios 20 226 252 Empréstimos e Financiamentos 19 1.784 1.816 Debêntures 19 7.083 6.402 Impostos, Taxas e Contribuições 18a 740 723 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos 10b 689 611 Provisões 22 755 755 Obrigações Pós-emprego 21 3.086 2.478 Instrumentos Financeiros – Opções de Venda 14 148 195 Outras Obrigações 284 360
TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 14.795 13.592
TOTAL DO PASSIVO 27.869 23.715
PATRIMÔNIO LÍQUIDO 23 Capital Social 6.294 6.294 Reservas de Capital 1.925 1.925 Reservas de Lucros 4.663 2.594 Ajustes de Avaliação Patrimonial
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Custo atribuído ao ativo imobilizado e equipamentos 720 780
Outros resultados abrangentes (618) (312)
ATRIBUÍDO A PARTICIPAÇÃO DOS ACIONISTAS CONTROLADORES
12.984 11.281
PARTICIPAÇÃO DE ACIONISTA NÃO-CONTROLADOR 4 4
PATRIMÔNIO LÍQUIDO 12.988 11.285
TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 40.857 35.000
As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.
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DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS
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PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015, 2014 e 2013
(Em milhões de Reais, exceto lucro por ação)
Nota 2015 2014 2013 RECEITA LÍQUIDA 24 21.292 19.540 14.627 CUSTOS OPERACIONAIS CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁS 25
Energia Elétrica Comprada para Revenda (9.542) (7.428) (5.207) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (999) (744) (575) Gás Comprado para Revenda (1.051) (254) -
(11.592)
(8.426) (5.782)
OUTROS CUSTOS 25 Pessoal e Administradores (1.143) (999) (946) Materiais (126) (340) (111) Serviços de Terceiros (740) (736) (672) Depreciação e Amortização (811) (779) (782) Provisões Operacionais (23) (262) (212) Custo de Construção de Infraestrutura (1.252) (942) (975) Outros (96) (318) (368)
(4.191) (4.376) (4.066)
CUSTO TOTAL (15.783
) (12.802) (9.848)
LUCRO BRUTO 5.509 6.738 4.779 DESPESAS OPERACIONAIS 25 Despesas com Vendas (175) (128) (121) Despesas Gerais e Administrativas (674) (654) (799) Despesas com Provisões Operacionais (1.203) (190) 28 Outras Despesas Operacionais (482) (677) (491)
(2.534) (1.649) (1.383)
Resultado de Equivalência Patrimonial 14 393 210 764 Resultado de Valor Justo em Operação Societária 14 729 - - Ganho na Alienação de Investimento - 284 Lucros Não Realizados na Alienação de Investimento - - (81)
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Resultado com Combinação de Negócios 14 - 281 - Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro e Impostos 4.097 5.580 4.363 Receitas Financeiras 26 1.469 593 885 Despesas Financeiras 26 (2.204) (1.694) (1.194) Resultado antes dos Impostos 3.362 4.479 4.054 Imposto de Renda e Contribuição Social Correntes 10c (881) (1.259) (994) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos 10c (12) (83) 44 RESULTADO DO EXERCÍCIO 2.469 3.137 3.104
Total do resultado do exercício atribuído a: Participação dos acionistas controladores 2.469 3.137 3.104 Participação de acionista não-controlador - - - 2.469 3.137 3.104 Lucro Básico e Diluído por ação preferencial 23 1,96 2,49 2,47 Lucro Básico e Diluído por ação ordinária 23 1,96 2,49 2,47
As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.
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DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ABRANGENTES
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PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015, 2014 e 2013
(Em milhões de Reais)
2015 2014 2013
RESULTADO DO EXERCÍCIO 2.469 3.137 3.104
OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES
Itens que não serão reclassificados para a Demonstração de Resultado Ajuste de passivo atuarial - remensuração de obrigações de planos de benefícios definidos, líquido de impostos (360) (44) 175
Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto (1) (7) 31
(361) (51) 206
Itens que poderão ser reclassificados para a Demonstração de Resultado Diferenças Cambiais de equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto 54 10 7
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 2.162 3.096 3.317
Total do resultado abrangente atribuído a:
Participação dos acionistas controladores 2.162 3.096 3.317
Participação de acionista não-controlador - - - 2.162 3.096 3.317
As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.
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DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015, 2014 e 2013 (Em milhões de Reais)
Capital Social
Reservas de
Capital
Reservas de Lucros
Ajustes de avaliação
patrimonial
Lucros Acumulados
Total da Participação dos
Controladores
Participação de acionista
não Controlador
Total do Patrimônio
Líquido
SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 4.265 3.954 2.856 475 - 11.550 - 11.550
Resultado do exercício - - - - 3.104 3.104 - 3.104
Outros resultados abrangentes -
Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada em conjunto
- - - 38 - 38 - 38
Remensuração de obrigações de planos de benefícios definidos, líquida de impostos
- - - 175 - 175 175
Total do resultado abrangente do exercício - - - 213 3.104 3.317 - 3.317 Outras mutações no Patrimônio Líquido: -
Aumento do Capital Social 2.029 (2.029) - - - - - -
Dividendos adicionais propostos em 2012 (R$0,50 por ação)
- - (628) - - (628) - (628)
Dividendos ordinários (R$0,85 por ação) - - - - (1.068) (1.068) - (1.068)
Juros sobre capital próprio (R$0,42 por ação) - - - - (533) (533) (533)
Dividendos adicionais propostos (R$0,04 por ação)
- - 55 - (55) - - -
Constituição de Reservas -
Reserva Estatutária - - 1.557 - (1.557) - -
Realização de Reservas -
Ajustes de avaliação patrimonial – custo atribuído de imobilizado
- - - (109) 109 - - -
SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 6.294 1.925 3.840 579 - 12.638 - 12.638
Resultado do exercício - - - - 3.137 3.137 - 3.137 Outros resultados abrangentes Post retirement liabilities. net of taxes - - - (44) - (44) - (44) Ajuste de passivo atuarial - remensuração de
obrigações de planos de benefícios definidos, líquida de impostos - - - 3 - 3 - 3
Total do resultado abrangente do exercício - - - (41) 3.137 3.096 - 3.096 Outras mutações no Patrimônio Líquido: Dividendos adicionais propostos (R$0,04 por
ação) - - (55) - - (55) - (55) Dividendos Extraordinários (R$2,23por ação) - - (2.804) - - (2.804) - (2.804) Dividendos Estatutários (R$1,04 por ação) - - - - (1.364) (1.364) - (1.364) Juros sobre capital próprio (R$0,18 por ação) - - - - (230) (230) - (230) Constituição de Reservas - Reserva de Incentivos Fiscais - - 29 - (29) - - - Reserva de Retenção de Lucros - - 1.584 - (1.584) - - - Realização de Reservas Ajustes de avaliação patrimonial – custo
atribuído de imobilizado - - - (70) 70 - - -
SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 6.294 1.925 2.594 468 - 11.281 - 11.281 PARTICIPAÇÕES DOS ACIONISTAS NÃO-CONTROLADORES - - - - - - 4 4 ATRIBUÍDO A PARTICIPAÇÃO DOS ACIONISTAS CONTROLADORES 6.294 1.925 2.594 468 - 11.281 4 11.285
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Capital Social
Reservas de Capital
Reservas de Lucros
Ajustes de avaliação
patrimonial
Lucros Acumulados
Total da Participação dos
Controladores
Participação de acionista
não Controlador
Total do Patrimônio
Líquido
SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 6.294 1.925 2.594 468 - 11.281 4 11.285
Resultado do exercício - - - - 2.469 2.469 - 2.469
Outros resultados abrangentes Ajuste de passivo atuarial - remensuração de
obrigações de planos de benefícios definidos, líquida de impostos - - - (361) - (361) - (361)
Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - 54 - 54 - 54
Total do resultado abrangente do exercício - - - (307) 2.469 2.162 - 2.162
Outras mutações no Patrimônio Líquido: Reserva de Dividendos Obrigatórios não Distribuídos - - 797 - - 797 - 797
Dividendos Estatutários (R$0,84 por ação) - - - - (1.056) (1.056) - (1.056)
Juros sobre capital próprio (R$0,16 por ação) - - - - (200) (200) - (200)
Constituição de Reservas
Reserva de Incentivos Fiscais - - 21 - (21) - - -
Reserva de Retenção de Lucros - - 1.251 - (1.251) - - -
Realização de Reservas Ajustes de avaliação patrimonial – custo atribuído de imobilizado - - - (59) 59 - - - ATRIBUÍDO A PARTICIPAÇÃO DOS ACIONISTAS CONTROLADORES 6.294 1.925 4.663 102 - 12.984 - 12.984 PARTICIPAÇÕES DOS ACIONISTAS NÃO-CONTROLADORES - - - - - - 4 4
SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 6.294 1.925 4.663 102 - 12.984 4 12.988
As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.
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DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015, 2014 e 2013
(Em milhões de Reais)
2015 2014 2013
FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS
Resultado do Exercício 2.469 3.137 3.104
Despesas (Receitas) que não afetam o caixa e equivalentes de caixa Impostos de Renda e Contribuição Social 893 1.342 950 Depreciação e Amortização 835 801 824 Perdas nas baixas de Imobilizado e Intangível 124 105 33 Resultado de Equivalência Patrimonial (393) (210) (764) Juros e Variações Monetárias 788 1.145 942 Variação Monetária – AFAC Governo do Estado de Minas Gerais 30 239 - Resultado de Valor Justo em Operação Societária (729) - -
Ganho na Alienação de Investimentos - - (284)
Lucros Não Realizados - - 81 Provisões (Reversões) para Perdas Operacionais 1.401 581 305 Receita referente à atualização no valor indenizável de ativos - (420) (21) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” (CVA) e Outros Componentes Financeiros (1.704) (1.107) -
Remensuração da participação anterior em investimento adquirido por etapas - (281) -
Provisão para Perdas com Instrumentos Financeiros - - (2)
Obrigações Pós-emprego 285 311 269
(Aumento) Redução de Ativos
Consumidores e Revendedores (1.470) (285) (134) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” (CVA) e Outros Componentes Financeiros 1.529 - - Repasse de Recurso da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) 273 (170) - Tributos Compensáveis 167 320 (255) Imposto de Renda e Contribuição Social a Recuperar e Diferido (77) (37) (223)
Transporte de Energia (5) (5) 109 Depósitos Vinculados a Litígio (67) (305) 120 Dividendos recebidos de Participações 487 683 554 Ativo Financeiro da Concessão 10 6 286 Adiantamento a Fornecedores (131) - - Gás – Take or Pay (141) (265) - Outros (248) 74 7
Aumento (Redução) de Passivos
Fornecedores 297 472 (239) Impostos, Taxas e Contribuições 202 54 2 Imposto de Renda e Contribuição Social a Pagar (105) (22) 3 Salários e Contribuições Sociais 26 4 (41) Encargos Regulatórios 386 11 (140) Obrigações Pós-emprego (208) (195) (181) Outros 156 (160) (21)
Caixa Gerado pelas Atividades Operacionais 5.080 5.823 5.284 Juros sobre Empréstimos e Financiamentos pagos (1.331) (781) (814) Imposto de Renda e Contribuição Social pagos (741) (1.308) (955)
CAIXA LÍQUIDO GERADO DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 3.008 3.734 3.515
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FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Em Títulos e Valores Mobiliários – Aplicação Financeira (1.499) 116 (267)
Em Ativos Financeiros (145) (80) (91)
Amortização das Contas a Receber do Governo do Estado de Minas Gerais - - 2.466
Fundos Vinculados 1 1 130
Em Investimentos
Aquisição de participação em investidas (310) (2.405) (94)
Aquisição de participação em Controlada - Gasmig - (465) -
Alienação de Investimentos - - 1.691
Aporte em Investidas (181) (546) (355)
Em Imobilizado (126) (122) (69)
Em Intangível (957) (798) (908)
CAIXA LÍQUIDO GERADO (CONSUMIDO) NAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (3.217) (4.299) 2.503
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
Obtenção de Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 5.739 4.562 2.466
Pagamentos de Empréstimos, Financiamentos e Debêntures (4.696) (1.394) (3.601)
Juros sobre capital próprio e Dividendos (796) (3.918) (4.600)
CAIXA LÍQUIDO (CONSUMIDO) GERADO NAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO 247 (750) (5.735)
VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 38 (1.315) 283
DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
No início do exercício 887 2.202 1.919
No fim do exercício 925 887 2.202
VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 38 (1.315) 283
As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Financeiras.
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NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
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EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015, 2014 E 2013
(Em milhões de Reais, exceto se indicado de outra forma)
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1. CONTEXTO OPERACIONAL
a) A Companhia A Companhia Energética de Minas Gerais (“Cemig”, “Controladora” ou “Companhia”), sociedade de capital aberto, CNPJ nº 17.155.730/0001-64, tem suas ações negociadas no Nível 1 de Governança Corporativa da BM&F Bovespa (“Bovespa”) e nas Bolsas de Valores dos Estados Unidos da América (“NYSE”) e da Espanha (“LATIBEX”). A Companhia é uma entidade domiciliada no Brasil, com endereço na Av. Barbacena, 1.200 – Belo Horizonte / MG. Constituída com o objetivo principal de atuar como Holding, com participação societária em empresas controladas individualmente ou em conjunto, cujos objetivos principais são a construção e a operação de sistemas de produção, transformação, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, bem como o desenvolvimento de atividades nos diferentes campos da energia e telecomunicação, com vistas à respectiva exploração econômica. Em 21 de dezembro de 2015, a Cemig D celebrou com o Ministério de Minas e Energia o Quinto Termo Aditivo aos contratos de concessão, prorrogando a concessão de distribuição de energia elétrica por mais 30 anos, a partir de 1º de janeiro de 2016. O novo Termo Aditivo estabelece indicadores de qualidade no atendimento e também econômico-financeiros que devem ser atendidos pela Cemig D durante a vigência do novo prazo de concessão. Em 31 de dezembro de 2015, o Passivo Circulante Consolidado da Companhia excedeu o Ativo Circulante Consolidado em R$3.697. Esse excesso foi decorrente, principalmente, de novos financiamentos obtidos com vencimento no curto prazo para viabilizar o Programa de Investimentos da Companhia e transferência de debêntures do longo para o curto prazo, associado à provisão dos dividendos e juros sobre o capital próprio no montante de R$1.256, em dezembro de 2015 e da provisão para perda nas opções de venda no montante de R$1.245. A Administração da Companhia monitora seu fluxo de caixa e, nesse sentido, avalia medidas visando à adequação de sua atual situação patrimonial aos patamares considerados adequados para fazer face às suas necessidades. No caso específico, já estão sendo feitas negociações com instituições financeiras para a rolagem da dívida com vencimento em 2016 para o longo prazo. Cabe destacar que a Companhia apresentou fluxo de caixa operacional positivo consolidado nas suas operações de R$3.008 em 2015, R$3.734 em 2014 e R$3.515 em 2013.
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A Cemig possui participação societária nas seguintes controladas e controladas em conjunto:
Cemig Geração e Transmissão S.A. (“Cemig GT” ou “Cemig Geração e Transmissão”) (Controlada) subsidiária integral de capital aberto, sem ações negociadas em bolsa, que possui participação em 60 usinas, sendo 56 usinas hidrelétricas, 3 eólicas e 1 termelétrica e linhas de transmissão pertencentes, em sua maior parte, à rede básica do Sistema Brasileiro de Geração e Transmissão. A Cemig Geração e Transmissão possui participação societária nas seguintes controladas, controladas em conjunto:
Controladas e controladas em conjunto em operação:
Hidrelétrica Cachoeirão S.A. (“Cachoeirão”) (controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de produção independente através da Usina Hidrelétrica Cachoeirão, localizada em Pocrane, no Estado de Minas Gerais.;
Baguari Energia S.A. (“Baguari Energia”) (controlada em conjunto) - Implantação, operação, manutenção e exploração comercial da Usina Hidrelétrica Baguari, por meio de participação no Consórcio UHE Baguari (Baguari Energia - 49,00% e Neoenergia - 51,00%), localizada no Rio Doce, em Governador Valadares, no Estado de Minas Gerais. A Usina iniciou a operação de suas unidades entre o período de setembro de 2009 e maio de 2010;
Central Eólica Praias de Parajuru S.A. (“Central Eólica Praias de Parajuru”) (controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada em Beberibe, no Estado do Ceará.;
Central Eólica Praias do Morgado S.A. (“Central Eólica Praias de Morgado”) (controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada no Município de Acaraú, no Estado do Ceará;
Central Eólica Volta do Rio S.A. (“Central Eólica Volta do Rio”) (controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada no Município de Acaraú, no Estado do Ceará. A usina iniciou operação em setembro de 2010;
Hidrelétrica Pipoca S.A. (“Pipoca”) (controlada em conjunto) - Produção independente de Energia Elétrica, mediante a implantação e exploração do potencial hidráulico denominado PCH Pipoca, localizada no rio Manhuaçu, municípios de Caratinga e Ipanema, Estado de Minas Gerais. A hidrelétrica iniciou operação em outubro de 2010;
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Madeira Energia S.A. (“Madeira”) (controlada em conjunto) – Implementação, construção, operação e exploração da Usina Hidrelétrica de Santo Antônio por meio da seguinte Sociedade, por ela, controlada: Santo Antônio Energia S.A., localizada na bacia hidrográfica do Rio Madeira, no Estado de Rondônia. Entrou em operação comercial em março de 2012. Mais detalhes ver Nota Explicativa nº 14;
Lightger S.A. (“Light Ger”) (controlada em conjunto) – Produção independente de Energia Elétrica, mediante a implantação e exploração do potencial hidráulico denominado PCH Paracambi, localizada no rio Ribeirão das Lages no município de Paracambi, no Estado do Rio de Janeiro;
Renova Energia S.A. (“Renova”) (Controlada em conjunto) – Sociedade de capital aberto, atua no desenvolvimento, implantação e operação de projetos de geração de energia de fontes renováveis - eólica, pequenas centrais hidrelétricas (“PCHs”) e solar, e na comercialização de energia a atividades relacionadas. Mais detalhes ver Nota Explicativa nº 14;
Retiro Baixo Energética S.A. (“RBE”) (Controlada em conjunto) - A RBE é titular da concessão de exploração da Usina Hidrelétrica de Retiro Baixo, localizada no rio Paraopeba, na bacia do rio São Francisco, entre os municípios de Curvelo e Pompeu, Estado de Minas Gerais. A usina possui potência instalada de 83,7 MW e energia assegurada de 38,5 MW médios;
Aliança Norte Energia Participações S.A. (“Aliança Norte”) (Controlada em conjunto) – Sociedade de Propósito Específico (SPE), constituída pela Cemig GT, que detém 49,9% de participação, e a Vale S.A., que detém os 50,1% restantes, com a finalidade de aquisição de participação de 9% na participação da Norte Energia S.A. (“NESA”), empresa detentora da concessão da Usina Hidrelétrica de Belo Monte (“UHE Belo Monte”), no Rio Xingu, localizada no Estado do Pará. A primeira turbina da usina de Belo Monte entrou em operação em 20 de abril de 2016 e a segunda turbina entrou em operação em 16 de julho de 2016. Mais detalhes ver Nota Explicativa nº 14;
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Aliança Geração de Energia S.A. (“Aliança”) (Controlada em conjunto) - Sociedade por ações de capital fechado, criada pela Cemig GT e Vale S.A. para se tornar uma plataforma de consolidação de ativos de geração detidos pelas partes em consórcios de geração, e investimentos em futuros projetos de geração elétrica. As duas partes subscreveram suas ações na empresa na forma de suas participações nos seguintes ativos de geração: Porto Estrela, Igarapava, Funil, Capim Branco I e II, Aimorés e Candonga. Com esses ativos a companhia tem uma capacidade instalada de geração hidrelétrica em operação de 1.158 MW (652 MW médios), entre outros projetos de geração. Vale e Cemig GT, detêm 55% e 45% do capital total, respectivamente. Mais detalhes ver Nota Explicativa nº 14.
Controladas e controladas em conjunto em fase pré-operacional:
Guanhães Energia S.A. (“Guanhães Energia”) (controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica por meio da implantação e exploração das Pequenas Centrais Hidrelétricas Dores de Guanhães; Senhora do Porto; e Jacaré, localizadas no Município de Dores de Guanhães; e Fortuna II, localizada no Município de Virginópolis. Todas no Estado de Minas Gerais. As obras civis encontram-se 97% concluídas e o início da geração comercial está previsto para abril de 2017.
Cemig Baguari Energia S.A. (“Cemig Baguari”) (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de produção independente, em futuros empreendimentos;
Amazônia Energia Participações S.A (“Amazônia Energia”) (controlada em conjunto) – Sociedade por ações de capital fechado que tem como objetivo participar, como acionista, do capital social da Norte Energia S.A. (NESA), sociedade esta titular da concessão de uso de bem público para exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu, localizada no Estado do Pará e administrar essa participação. Controlada em conjunto pela Light S.A. (25,5%) e pela Cemig GT (74,5%). A participação da Amazônia Energia na NESA é de 9,77% do capital. A primeira turbina da usina de Belo Monte entrou em operação em 20 de abril de 2016 e a segunda turbina entrou em operação em 16 de julho de 2016. Mais detalhes ver Nota Explicativa nº 14.
Cemig Distribuição S.A. (“Cemig D” ou “Cemig Distribuição”) (controlada) - Subsidiária integral de capital aberto, sem ações negociadas em bolsa, com distribuição de energia elétrica através de redes e linhas de distribuição, em praticamente todo Estado de Minas Gerais;
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Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (“TAESA”) (controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica em 17 Estados do País de forma direta e através de participação em investidas.
Light S.A. (“Light”) (controlada em conjunto) - Tem por objeto social a participação em outras sociedades, como sócia-quotista ou acionista, e a exploração, direta ou indiretamente, conforme o caso, de serviços de energia elétrica, compreendendo os sistemas de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica, bem como de outros serviços correlatos. A Light possui as seguintes empresas controladas e controladas em conjunto:
Light Serviços de Eletricidade S.A. (“Light SESA”) (controlada) - Sociedade por ações de capital aberto que tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica, com atuação em diversos municípios do Estado do Rio de Janeiro;
Light Energia S.A. (“Light Energia”) (controlada) - Sociedade por ações de capital aberto que tem como atividades principais: estudar, planejar, construir, operar e explorar sistemas de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos. A Light Energia possui participação societária na Central Eólica São Judas Tadeu Ltda, Central Eólica Fontainha Ltda, Guanhães Energia S.A. e Renova Energia S.A.;
Light Esco Prestação de Serviços Ltda. (“Light Esco”) (controlada) - Empresa que tem como atividade principal a compra, venda, importação, exportação e prestação de serviços de consultoria no setor de energia. A Light Esco possui participação societária na EBL Companhia de Eficiência Energética S.A.;
Itaocara Energia Ltda. (“Itaocara Energia”) (controlada) - Empresa em fase pré-operacional, que terá como atividade principal a realização de projeto, construção, instalação, operação e exploração de usinas de geração de energia elétrica. Participa do consórcio UHE Itaocara de exploração da Usina Hidrelétrica de Itaocara (51%). A Cemig GT participa com 49%. Mais detalhes ver Nota Explicativa nº 14.
Lightger S.A. (“Light Ger”) – Conforme já descrito nas participações da Cemig GT;
Light Soluções em Eletricidade Ltda. (“Light Soluções”) - Tem como atividade principal a prestação de serviço aos clientes de baixa tensão contemplando montagem, reforma e manutenção de instalações em geral;
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Instituto Light para o Desenvolvimento Urbano e Social (“Instituto Light”) (controlada) - Tem como objetivo participar em projetos sociais e culturais e tem interesse no desenvolvimento econômico e social das cidades;
Lightcom Comercializadora de Energia S.A. (“Lightcom”) (controlada) - Tem como objetivos a compra, venda, importação e exportação de energia e a consultoria em geral nos mercados livre e regulado de energia;
Axxiom Soluções Tecnológicas S.A. (“Axxiom”) (controlada em conjunto) – Sociedade por ações de capital fechado, que tem por objetivo a oferta de soluções de tecnologia e sistemas para gestão operacional de concessionárias de serviços públicos, incluindo empresas de energia elétrica, de gás, de água e esgoto e demais empresas de utilidades. Controlada em conjunto pela Light (51%) e pela Cemig (49%);
Amazônia Energia Participações S.A. (“Amazônia Energia”) (controlada em conjunto) – Conforme já descrito nas participações da Cemig GT;
Renova Energia S.A. (“Renova Energia”) (controlada em conjunto) - Conforme já descrito nas participações da Cemig GT.
Sá Carvalho S.A. (“Sá Carvalho”) (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, como Concessionária do serviço público de energia elétrica, através da Usina Hidrelétrica de Sá Carvalho;
Usina Térmica Ipatinga S.A. (“Ipatinga”) (controlada) - Produção e comercialização, em regime de produção independente, de energia termelétrica, através da Usina Térmica de Ipatinga, localizada nas instalações das Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais S.A. – Usiminas. Em 31 de dezembro de 2014, em decorrência do término do contrato de cessão em comodato pela Usiminas à Cemig, a usina foi devolvida à Usiminas e a Companhia está reavaliando o seu plano de negócios;
Companhia de Gás de Minas Gerais (“Gasmig”) (controlada) - Aquisição, transporte e distribuição de gás combustível ou de subprodutos e derivados, mediante concessão para distribuição de gás no Estado de Minas Gerais. O controle foi adquirido pela Cemig em outubro de 2014;
Cemig Telecomunicações S.A. (“Cemig Telecom”) (anteriormente denominada Empresa de Infovias S.A.) (controlada) - Sociedade por ações de capital aberto, que atua na prestação e exploração de serviço especializado na área de Telecomunicações, através de sistema integrado, constituído de cabos de fibra ótica, cabos coaxiais, equipamentos
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eletrônicos e associados (rede de multisserviços). A Cemig Telecom participa em 49% no capital da Ativas Data Center (“Ativas”) (controlada em conjunto) cuja principal atividade é a prestação de serviços de fornecimento de infraestrutura de TIC – Tecnologia de informação e comunicação, compreendendo hospedagem física e serviços relacionados para médias e grandes corporações;
Efficientia S.A. (“Efficientia”) (controlada) - Prestação de serviços de eficiência, otimização e soluções energéticas, por meio de estudos e execução de projetos, além de prestar serviços de operação e manutenção em instalações de suprimento de energia;
Horizontes Energia S.A. (“Horizontes”) (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de produção independente, através das Usinas Hidrelétricas de Machado Mineiro e Salto do Paraopeba, localizadas no Estado de Minas Gerais, e Salto do Voltão e Salto do Passo Velho, localizadas no Estado de Santa Catarina;
Cemig Comercializadora de Energia Incentivada S.A. (anteriormente denominada Central Termelétrica de Cogeração S.A.) (controlada) - Produção e comercialização de energia termelétrica, em regime de produção independente em futuros empreendimentos;
Rosal Energia S.A. (“Rosal”) (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, como concessionária do serviço público de energia elétrica, através da Usina Hidrelétrica Rosal, localizada na divisa dos Estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo;
Empresa de Serviços e Comercialização de Energia Elétrica S.A. (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção independente, em futuros empreendimentos;
Cemig PCH S.A. (“PCH”) (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção independente, através da Usina Hidrelétrica de Pai Joaquim;
Cemig Capim Branco Energia S.A. (“Capim Branco”) (controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção independente, através das Usinas Hidrelétricas Amador Aguiar I e II, construídas por meio de consórcio com parceiros privados. Incorporada pela Cemig GT em 2015;
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UTE Barreiro S.A. (“Barreiro”) (controlada) - Produção e comercialização de energia termelétrica, em regime de produção independente, por meio da implantação e exploração da Central Termelétrica, denominada UTE Barreiro, localizada nas instalações da V&M do Brasil S.A., no Estado de Minas Gerais;
Cemig Trading S.A. (“Cemig Trading”) (controlada) - Comercialização e intermediação de negócios relacionados à energia;
Companhia Transleste de Transmissão (“Transleste”) (controlada em conjunto) - Operação de linha de transmissão conectando a subestação localizada em Montes Claros à subestação da Usina Hidrelétrica de Irapé;
Companhia Transudeste de Transmissão (“Transudeste”) (controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado - LT Itutinga - Juiz de Fora;
Companhia Transirapé de Transmissão (“Transirapé”) (controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado - LT Irapé - Araçuaí;
Axxiom Soluções Tecnológicas S.A. (“Axxiom”) (controlada em conjunto) – Conforme já mencionado na descrição das investidas da Light;
Transchile Charrua Transmisión S.A. (“Transchile”) (controlada em conjunto) - Implantação, operação e manutenção da LT Charrua - Nueva Temuco, e de duas seções de linha de transmissão nas SEs Charrua e Nueva Temuco, na região central do Chile. A Transchile é sediada na cidade de Santiago, no Chile;
Companhia de Transmissão Centroeste de Minas (“Centroeste”) (controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado - LT Furnas - Pimenta;
Parati S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica (“Parati”) (controlada em conjunto) – Participação no Capital de outras Sociedades, Comerciais ou Civis, nacionais ou estrangeiras, como sócia, acionista ou quotista independente de sua atividade. A Parati detém 25,64% de participação na Light.
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Os controles compartilhados (em conjunto) são decorrentes de acordos entre os acionistas das empresas investidas. 2. BASE DE PREPARAÇÃO
2.1 Declaração de Conformidade As Demonstrações Financeiras foram elaboradas em conformidade com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB). Todas as informações relevantes utilizadas pela Administração na gestão da Companhia estão evidenciadas nestas Demonstrações Financeiras. Em 11 de novembro de 2016, o Conselho Fiscal da Companhia autorizou a emissão destas Demonstrações Financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015. 2.2 Bases de mensuração As Demonstrações Financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos Balanços Patrimoniais:
os instrumentos financeiros não derivativos mensurados pelo valor justo por meio do resultado;
os ativos financeiros mantidos para negociação mensurados pelo valor justo;
os ativos financeiros da concessão mensurados pelo valor novo de reposição (VNR). equivalente ao valor justo;
os passivos financeiros relacionados a opções de venda, mensurados ao valor justo por meio do fluxo de caixa descontado.
2.3 Moeda funcional e moeda de apresentação
Essas Demonstrações Financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações financeiras estão apresentadas em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma.
2.4 Uso de estimativas e julgamentos
A preparação das Demonstrações Financeiras, de acordo com as normas IFRS, exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.
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Estimativas e premissas são revistas de uma maneira contínua, utilizando como referência a experiência histórica e também alterações relevantes de cenário que possam afetar a situação patrimonial e o resultado da Companhia nos itens aplicáveis. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados. As principais estimativas relacionadas às Demonstrações Financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:
Nota 8 – Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa;
Nota 10 – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferido;
Nota 13 – Ativos Financeiros da Concessão;
Nota 14 - Investimentos
Nota 15 – Imobilizado;
Nota 16 – Intangíveis;
Nota 15 – Depreciação;
Nota 16 – Amortização;
Nota 21 – Obrigações Pós-Emprego;
Nota 22 – Provisões;
Nota 24 – Fornecimento não Faturado de Energia Elétrica; e
Nota 29 – Mensuração pelo Valor Justo e Instrumentos Financeiros Derivativos.
2.5 Normas, interpretações e modificações que entraram em vigor a partir de 1º de
janeiro de 2015 com possíveis impactos para a Companhia As seguintes normas e alterações de normas entraram em vigor no exercício:
Alterações a IAS 19 – Planos de Benefícios Definidos: Contribuições dos Empregados;
Melhorias Anuais ao Ciclo de IFRSs 2010-2012 e Ciclo de IFRSs 2011-2013.
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A aplicação dessas alterações não teve impacto relevante sobre as divulgações ou os valores reconhecidos nas Demonstrações Financeiras da CEMIG. 2.6 Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas e ainda não adotadas com
possíveis impactos para a Companhia
Em vigor para períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2016:
Alterações à IFRS 11 – Acordo contratual conjunto – fornecem instruções de como contabilizar a aquisição de um negócio em conjunto que constitua um “negócio”, conforme a definição dada pela IFRS 3 - Combinação de Negócios.;
Alterações à IAS 1 – Iniciativa de Divulgação – oferecem orientações com relação à aplicação do conceito de materialidade na prática;
Alterações à IAS 16 e IAS 38 – Esclarecimento dos métodos de depreciação e amortização aceitáveis.
Alterações à IFRS 10, IFRS 12 e IAS 28 – Entidades de Investimento: Aplicando a Exceção de Consolidação – esclarecem que a isenção de preparar demonstrações financeiras consolidadas é aplicável para uma entidade controladora que seja a controlada de uma entidade de investimento, mesmo que a entidade de investimento avalie todas as suas controladas ao valor justo de acordo com a IFRS 10.
As alterações à IFRS 5 introduzem orientações específicas com relação a quando uma entidade reclassifica um ativo (ou grupo de alienação) de “mantido para venda” para “mantido para distribuição para titulares” (ou vice-versa).
As alterações à IFRS 7 fornecem orientações adicionais para esclarecer se um contrato de serviços constituiu envolvimento contínuo em um ativo transferido para fins das divulgações necessárias com relação a ativos transferidos;
As alterações à IAS 19 esclarecem que a taxa utilizada para desconto de obrigações de benefício pós-aposentadoria deve ser determinada com base nos rendimentos de mercado no final do período de reporte com relação a títulos corporativos de alta qualidade.
Os impactos da aplicação desses pronunciamentos em vigor não foram significativos para a Companhia.
Em vigor para períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2017:
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Alterações ao IAS 12 - Reconhecimento de ativos fiscais diferidos para perdas não realizadas
Iniciativa de Divulgação (Alterações ao IAS 7) - altera o IAS 7 Demonstração dos Fluxos de Caixa Para esclarecer que as entidades devem fornecer divulgações que permitam aos usuários das demonstrações financeiras avaliar as alterações em passivos provenientes de atividades de financiamento. Aplicável a períodos anuais com início em ou após 1 de janeiro de 2017.
Em vigor para períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2018:
Alterações à IFRS 10 e IAS 28 – Venda ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e sua Coligada ou Joint Venture – tratam de situações que envolvem a venda ou contribuição de ativos entre um investidor e sua coligada ou joint venture.
IFRS 9 – Instrumentos Financeiros – estabelece que todos os ativos financeiros reconhecidos que estão inseridos no escopo da IAS 39 sejam subsequentemente mensurados ao custo amortizado ou valor justo.
Em relação ao impairment de ativos financeiros, o IFRS 9 requer o modelo de expectativa de perda no crédito, ao contrário do modelo de perda efetiva do crédito mencionada no IAS 39.
IFRS 15 – Receitas de Contratos com clientes – em maio de 2014, a IFRS 15 foi emitida e estabeleceu um modelo simples e claro para as empresas utilizarem na contabilização de receitas provenientes de contratos com clientes. A IFRS 15 substituirá as orientações atuais de reconhecimento da receita presente no IAS 18 - Receitas, IAS 11 - Contratos de Construção e as interpretações relacionadas, quando se tornar efetiva.
Em vigor para períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2019:
IFRS 16 – Arrendamento mercantil – com essa nova norma, os arrendatários passam a ter que reconhecer o passivo dos pagamentos futuros e o direito de uso do ativo arrendado para praticamente todos os contratos de arrendamento mercantil, inclusive os atualmente classificados como arrendamentos operacionais;
A Companhia ainda está avaliando os impactos que estas novas normas e alterações de normas existentes terão sobre os valores e divulgações apresentados nas suas Demonstrações Financeiras.
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2.7 Principais Práticas Contábeis As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas Demonstrações Financeiras. As políticas contábeis referentes às atuais operações da Companhia e aplicadas de maneira consistente pelas entidades do grupo são como segue:
a) Instrumentos Financeiros Ativos financeiros não derivativos – A Companhia reconhece os Empréstimos e Recebíveis e Depósitos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos financeiros (incluindo os ativos designados pelo valor justo por meio do resultado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento.
A Companhia desreconhece um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos. Eventual participação que, seja criada ou retida pela Companhia nos ativos financeiros, é reconhecida como um ativo ou passivo individual.
Os ativos ou passivos financeiros são compensados e o valor líquido apresentado no Balanço Patrimonial somente quando a Companhia tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. A Companhia tem os seguintes ativos financeiros não derivativos: Caixa e Depósitos Bancários, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários mantidos para negociação, mensuradas ao valor justo por meio do resultado; Títulos e Valores Mobiliários mantidos até o vencimento, mensurados pelo custo amortizado mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva; Créditos com Consumidores, Revendedores e Concessionários de Transporte de Energia, Fundos Vinculados e Depósitos Vinculados a Litígios, reconhecidos pelo seu valor nominal de realização e similares aos valores justos; Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA) e de Outros Componentes Financeiros; Ativos Financeiros da Concessão abarcados pela Lei 12.783/13, mensurados ao valor novo de reposição (VNR), equivalente ao valor justo.
Passivos financeiros não derivativos – A Companhia reconhece títulos de dívida emitidos inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos financeiros (incluindo passivos designados pelo valor justo registrado no resultado)
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são reconhecidos inicialmente na data de negociação na qual a Companhia se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Companhia baixa um passivo financeiro quando tem suas obrigações contratuais retiradas, canceladas ou expiradas.
A Companhia tem os seguintes passivos financeiros não derivativos: Empréstimos, Financiamentos, Debêntures, Fornecedores e outras Contas a Pagar. Tais passivos financeiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos financeiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos. Passivos financeiros referentes a opções de venda – São mensurados pelo valor justo mediante a utilização do fluxo de caixa descontado. A Companhia efetuou o cálculo do valor justo dessas opções pelo montante do preço de exercício estimado na data de exercício deduzido do valor justo das ações objeto da opção de venda, também estimado na data do exercício da opção, ambos trazidos a valor presente na data destas Demonstrações Financeiras. Capital Social – Ações ordinárias são classificadas como Patrimônio Líquido. O capital preferencial é classificado como Patrimônio Líquido caso seja não resgatável, ou somente resgatável à escolha da Companhia. Ações preferenciais não dão direito a voto e possuem preferência na liquidação da sua parcela do Capital Social. Os direitos de dividendos mínimos estabelecidos para as ações preferenciais estão descritos na Nota Explicativa nº 23 das Demonstrações Financeiras. Os dividendos mínimos obrigatórios conforme definido em Estatuto são reconhecidos como passivo. Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado – Um ativo financeiro é classificado pelo valor justo por meio do resultado caso seja classificado como mantido para negociação, ou seja, designado como tal no momento do reconhecimento inicial. Os ativos financeiros são designados pelo valor justo por meio do resultado se a Companhia gerencia tais investimentos e toma decisões de compra e venda baseadas em seus valores justos de acordo com a gestão de riscos documentada e a estratégia de investimentos da Companhia. Os custos da transação são reconhecidos no resultado como incorridos. Ativos financeiros registrados pelo valor justo por meio do resultado são medidos pelo valor justo, e mudanças no valor justo desses ativos são reconhecidas no resultado do exercício. Foram considerados nessa categoria os Títulos e Valores Mobiliários.
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Instrumentos financeiros disponíveis para venda – Um ativo financeiro é classificado como disponível para venda quando o propósito para o qual foi adquirido não é aplicação de recursos para obter ganhos de curto prazo, bem como não há a intenção de manter as aplicações até o vencimento ou ainda quando não estão enquadrados nas demais categorias. A partir de 31 de dezembro de 2012, encontram-se nesta categoria os ativos financeiros das concessões de transmissão e distribuição que foram abarcados pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. São mensurados pelo valor novo de reposição (VNR), equivalentes ao valor justo na data destas Demonstrações Financeiras. A Companhia reconhece um Ativo Financeiro resultante de um contrato de concessão quando tem um direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro do poder concedente, ou sob a direção do poder concedente pelos serviços de construção ou melhoria prestados.
Empréstimos e recebíveis – são ativos financeiros com pagamentos fixos ou calculáveis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.
Os empréstimos e recebíveis abrangem Equivalentes de Caixa, Consumidores e Revendedores, Concessionários – Transporte de Energia, Ativos Financeiros da Concessão não abarcados pela Lei nº 12.783, Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA) e de Outros Componentes Financeiros, depósitos vinculados a litígios e Revendedores – Transações com Energia Livre. Caixa e Equivalentes de Caixa abrangem saldos de caixa, depósitos bancários à vista e investimentos financeiros com vencimento original de três meses ou menos a partir da data da contratação, os quais são sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor. Caixa e Equivalentes de Caixa são mantidos com a finalidade de atender a compromissos de caixa de curto prazo e não para investimento ou outros fins. Ativos Financeiros não abarcados pela Lei nº 12.783 são mensurados pelo valor justo mediante o reconhecimento inicial. Após o reconhecimento inicial, os ativos financeiros são mensurados pelo custo amortizado e classificados como empréstimos e recebíveis.
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b) Moeda estrangeira e operações no exterior Transações em moeda estrangeira são convertidas para a respectiva moeda funcional da Companhia pelas taxas de câmbio nas datas das transações. Ativos e passivos monetários denominados e apurados em moedas estrangeiras na data de apresentação são reconvertidas para a moeda funcional à taxa de câmbio apurada naquela data. O ganho ou perda cambial em itens monetários é a diferença entre o custo amortizado da moeda funcional no começo do período, ajustado por juros e pagamentos efetivos durante o período, e o custo amortizado em moeda estrangeira à taxa de câmbio no final do período de apresentação. Ativos e passivos não monetários denominados em moedas estrangeiras que são mensurados pelo valor justo são reconvertidos para a moeda funcional à taxa de câmbio na data em que o valor justo foi apurado. As diferenças de moedas estrangeiras resultantes na reconversão são reconhecidas no resultado. Itens não monetários que sejam medidos em termos de custos históricos em moeda estrangeira são convertidos pela taxa de câmbio apurada na data da transação.
Os ganhos e as perdas decorrentes de variações de moedas estrangeiras referentes à controlada em conjunto Transchile (cuja moeda funcional é o dólar norte-americano) são reconhecidos diretamente no Patrimônio Líquido na conta de Ajuste Acumulado de Conversão e reconhecidos no demonstrativo de resultado quando esses investimentos forem alienados, total ou parcialmente. As Demonstrações Financeiras de controlada no exterior são ajustadas às práticas contábeis brasileiras e internacionais e, posteriormente, convertidas para a moeda funcional local pela taxa de câmbio da data do fechamento.
c) Consumidores e Revendedores. Concessionários - Transporte de Energia e
Revendedores – Transações com Energia Livre As contas a receber de Consumidores, Revendedores e Concessionários – Transporte de Energia – são registradas inicialmente pelo valor justo, faturado e não faturado, e, subsequentemente mensuradas pelo custo amortizado. Inclui os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia, menos os impostos retidos na fonte, os quais são considerados créditos tributários.
A Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa, para os consumidores de baixa e média tensão, é registrada com base em estimativas da Administração, em valor suficiente para cobrir prováveis perdas. Os principais critérios definidos pela Companhia são: (i) consumidores com valores significantes, uma análise é feita do saldo a receber levando em conta o histórico da dívida, as negociações em andamento e as garantias reais; (ii) para os outros consumidores os débitos vencidos a mais de 90 dias para consumidores residenciais, mais de 180 dias para os consumidores comerciais, ou mais de 360 dias para os demais consumidores,
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100% do saldo é provisionado. Tais critérios não diferem daqueles estabelecidos pela ANEEL. Para os grandes consumidores é feita uma análise individual dos devedores e das iniciativas em andamento para recebimento dos créditos.
d) Estoques Os Estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado no princípio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques e outros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. Os materiais em estoque são classificados no Ativo Circulante não sendo depreciados ou amortizados e os materiais destinados a obras são classificados no Ativo Imobilizado ou Intangível.
O valor realizável líquido é o preço estimado de venda no curso normal dos negócios, deduzido dos custos estimados de conclusão e despesas de vendas.
e) Investimentos
Nas Demonstrações Financeiras consolidadas as informações financeiras das controladas em conjunto, que se caracterizam como “joint ventures”, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial. Os investimentos da Companhia incluem o ágio identificado nas aquisições, líquido de quaisquer perdas acumuladas por redução ao valor recuperável.
Quando a Companhia realiza uma transação para a contribuição de ativos não monetários que representem um negócio para uma joint venture, os lucros e prejuízos resultantes da transação (pela mensuração dos ativos contribuídos ao valor justo) são reconhecidos nas demonstrações financeiras somente na extensão das participações na joint venture que não sejam relacionadas à Companhia.
f) Combinação de negócios
Nas demonstrações financeiras consolidadas, as aquisições de negócios são contabilizadas pelo método de aquisição. A contrapartida transferida em uma combinação de negócios é mensurada pelo valor justo, que é calculado pela soma dos valores justos dos ativos transferidos pela Companhia, dos passivos incorridos pela Companhia na data de aquisição para os antigos controladores da adquirida e das participações emitidas pela Companhia em troca do controle da adquirida. Os custos relacionados à aquisição são geralmente reconhecidos no resultado, quando incorridos.
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O ágio é mensurado como o excesso da soma da contrapartida transferida, do valor das participações não controladoras na adquirida e do valor justo da participação do adquirente anteriormente detida na adquirida (se houver) sobre os valores líquidos na data de aquisição dos ativos adquiridos e passivos assumidos identificáveis. Se, após a avaliação, os valores líquidos dos ativos adquiridos e passivos assumidos identificáveis na data de aquisição forem superiores à soma da contrapartida transferida, do valor das participações não controladoras na adquirida e do valor justo da participação do adquirente anteriormente detida na adquirida (se houver), o excesso é reconhecido imediatamente no resultado como ganho. As participações não controladoras que correspondam a participações atuais e confiram aos seus titulares o direito a uma parcela proporcional dos ativos líquidos da entidade no caso de liquidação serão inicialmente mensuradas com base na parcela proporcional das participações não controladoras nos valores reconhecidos dos ativos líquidos identificáveis da adquirida. Quando uma combinação de negócios é realizada em etapas, a participação anteriormente detida pela Companhia na adquirida é remensurada pelo valor justo na data de sua aquisição e o correspondente ganho ou perda, se houver, é reconhecido no resultado.
g) Arrendamento Operacional Pagamentos efetuados sob um contrato de Arrendamento Operacional são reconhecidos como despesas na Demonstração de Resultados em bases lineares pelo prazo do contrato de arrendamento.
h) Ativos Vinculados à Concessão Atividade de distribuição – A parcela dos ativos da concessão que será integralmente amortizada durante a concessão é registrada como um ativo intangível e amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão.
A amortização reflete o padrão de consumo dos direitos adquiridos, sendo calculada sobre o saldo dos ativos vinculados à concessão pelo método linear, tendo como base a aplicação das taxas determinadas pela ANEEL para a atividade de distribuição de energia elétrica. A Companhia mensura a parcela do valor dos ativos que não estará integralmente amortizada até o final da concessão, registrando esse valor como um ativo
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financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente. A Companhia mensurou a parcela dos ativos que será integralmente amortizada até o final da concessão considerando a prorrogação por mais 30 anos do seu Contrato de Concessão, conforme descrito em maiores detalhes na Nota Explicativa nº 4.
Os novos ativos são registrados inicialmente no ativo intangível, mensurados pelo custo de aquisição, incluindo os custos de empréstimos capitalizados. Quando da sua entrada em operação são bifurcados entre ativo financeiro e ativo intangível, conforme critério mencionado nos parágrafos anteriores, sendo que a parcela dos ativos que é registrada no ativo financeiro é avaliada com base no custo novo de reposição, tendo como referência os valores homologados pela ANEEL da Base de Remuneração de Ativos nos processos de revisão tarifária. O valor contábil dos bens substituídos é baixado em contrapartida ao resultado do exercício.
Atividade de transmissão – Para as novas concessões de transmissão, outorgadas após o ano 2000, os custos relacionados à construção da infraestrutura são registrados no resultado quando da sua apuração e registra-se uma Receita de Construção baseado no estágio de conclusão da obra realizada, incluindo os impostos incidentes sobre a receita e eventual margem de lucro.
Uma vez que os contratos de transmissão determinam que os concessionários possuam um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente, ou em nome, do poder concedente, para as novas concessões de transmissão, a companhia registra um ativo financeiro, durante o período da construção das linhas, a receita de transmissão a ser recebida durante todo o período da concessão, a valor justo. Dos valores faturados de Receita Anual Permitida (“RAP”), a parcela referente ao valor justo da operação e manutenção dos ativos é registrada em contrapartida ao resultado do exercício e a parcela referente à receita de construção, registrada originalmente quando da formação dos ativos, é utilizada para a baixa do ativo financeiro. As adições por expansão e reforço geram fluxo de caixa adicional e, portanto, esse novo fluxo de caixa é incorporado ao saldo do ativo financeiro.
Em função da aceitação dos termos de renovação das concessões de transmissão
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antigas, conforme descrito em mais detalhes na Nota Explicativa nº 4, a maior parte dos ativos de transmissão das concessões antigas serão objeto de indenização pelo Poder Concedente, sendo baixados em 31 de dezembro de 2012 e constituído um contas a receber correspondente à indenização estimada a ser recebida. Atividade de gás – A parcela dos ativos da concessão que será integralmente amortizada durante a concessão é registrada como um Ativo Intangível e amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão. A amortização é calculada sobre o saldo dos ativos vinculados à concessão pelo método linear, mediante aplicação das taxas de amortização que refletem a vida útil estimada dos bens.
A Companhia mensura a parcela do valor dos ativos que não estará integralmente depreciada até o final da concessão, registrando esse valor como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente.
Os novos ativos são registrados inicialmente no Ativo Intangível, mensurados pelo custo de aquisição, incluindo os custos de empréstimos capitalizados. Quando da sua entrada em operação são bifurcados entre ativo financeiro e ativo intangível, conforme critério mencionado nos parágrafos anteriores. O valor contábil dos bens substituídos é baixado em contrapartida ao resultado do exercício.
i) Ativos Intangíveis Os Ativos Intangíveis compreendem os ativos referentes aos contratos de concessão de serviços e softwares.
Os seguintes critérios são aplicados em caso de ocorrência: (i) Ativos intangíveis adquiridos de terceiros: são mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização; (ii) Ativos intangíveis gerados internamente: são reconhecidos como ativos na fase de desenvolvimento desde que seja demonstrada a sua viabilidade técnica de utilização e se os benefícios econômicos futuros forem prováveis. São mensurados pelo custo, deduzidos da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável. Os juros e demais encargos financeiros incorridos de financiamentos vinculados às obras em andamento são apropriados ao ativo intangível em curso e consórcios durante o período de construção.
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Para aqueles recursos que foram captados especificamente para determinadas obras, a alocação dos encargos é feita de forma direta para os ativos financiados. Para os demais empréstimos e financiamentos que não estão vinculados diretamente a obras específicas, é estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos desses empréstimos. Para os Ativos Intangíveis vinculados à concessão, são adotados os procedimentos mencionados no item “ativos vinculados à concessão” acima.
j) Imobilizado Os bens do Ativo Imobilizado são avaliados pelo custo incorrido na data de sua aquisição ou formação, incluindo custo atribuído, encargos financeiros capitalizados e deduzidos da depreciação acumulada. O custo inclui os gastos que são diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. Para os ativos construídos pela Companhia são incluídos o custo de materiais e mão de obra direta, além de outros custos para colocar o ativo no local e condição necessários para que estejam em condições de operar de forma adequada. Os gastos subsequentes são capitalizados na medida em que seja provável que benefícios futuros associados aos gastos serão auferidos pela Companhia.
O valor contábil dos bens substituídos é baixado, sendo que os gastos com reparos e manutenções são integralmente registrados em contrapartida ao resultado do exercício.
A depreciação e a amortização são calculadas sobre o saldo das imobilizações em serviço e investimentos em consórcio pelo método linear, mediante aplicação das taxas determinadas pela ANEEL, que reflete a vida útil estimada dos bens, para os ativos relacionados às atividades de energia elétrica.
As principais taxas de depreciação dos ativos do Imobilizado estão demonstradas na Nota Explicativa nº 15 das Demonstrações Financeiras. Os ativos que não serão depreciados até o final da concessão serão revertidos para o Poder Concedente com a indenização dessa parcela não depreciada, que é classificada como Ativo Financeiro da Concessão.
Os juros e demais encargos financeiros incorridos de financiamentos vinculados às obras em andamento são apropriados às imobilizações em curso e consórcios durante o período de construção.
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Para aqueles recursos que foram captados especificamente para determinadas obras, a alocação dos encargos é feita de forma direta para os ativos financiados. Para os demais empréstimos e financiamentos que não estão vinculados diretamente a obras específicas, é estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos desses empréstimos. O valor residual é o saldo remanescente do ativo ao final da concessão, pois, conforme estabelecido em contrato assinado entre a Companhia e a União, ao final da concessão os ativos serão revertidos para a União que, por sua vez, indenizará a Companhia pelos ativos ainda não totalmente depreciados. Nos casos em que não há indenização no final da concessão, não é reconhecido qualquer valor residual e são ajustadas as taxas de depreciação para que todos os ativos sejam depreciados dentro da concessão. Mais detalhes na Nota Explicativa nº 13.
k) Redução ao valor recuperável Ativos financeiros – Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável.
A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis individualmente significativos são avaliados quanto à perda de valor específico. Recebíveis que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares. Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da administração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.
Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo financeiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refletidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que perdeu valor
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continuam sendo reconhecidos através da reversão do desconto. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada no resultado.
Ativos não financeiros – Os valores contábeis dos ativos não financeiros da Companhia, que não os Estoques e Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos, são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é mensurado na data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Os ativos do Imobilizado e do Intangível têm o seu valor recuperável testado caso haja indicadores de perda de valor.
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l) Benefícios a Empregados Planos de contribuição definida – Um plano de contribuição definida é um plano de benefícios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fixas para uma entidade separada (Fundo de previdência) e não terá nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicionais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição definida são reconhecidas como despesas de benefícios a empregados no resultado nos períodos durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo mediante a condição de que haja o ressarcimento de caixa ou a redução em futuros pagamentos esteja disponível. Planos de benefício definido – Um plano de benefício definido é um plano de benefício pós-emprego que não o plano de contribuição definida. A obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de pensão de benefício definido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores; aquele benefício é descontado ao seu valor presente.
Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das Demonstrações Financeiras para os títulos de dívida de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproxime das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualificado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício para a Companhia, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados e perdas atuariais líquidas não reconhecidas e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos, consideração é dada para quaisquer exigências de custeio que se aplicam a qualquer plano na Companhia. Um benefício econômico está disponível à Companhia se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano.
Custo do serviço passado é a mudança no valor presente da obrigação de benefício definido, resultante de alteração ou redução (encurtamento) do plano. A entidade deve reconhecer o custo do serviço passado como despesa na data em que ocorrer primeiro uma das seguintes opções: (a) quando ocorrer a alteração do plano; e (b) quando a entidade reconhecer os custos de reestruturação correspondentes ou os
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benefícios rescisórios.
Os ganhos e perdas atuariais decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças de premissas atuariais são reconhecidos imediatamente por meio de outro resultado abrangente de forma que o ativo ou passivo líquido do plano de pensão seja reconhecido na demonstração consolidada da posição financeira para refletir o valor integral do déficit ou superávit do plano. Nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patrimonial com relação aos planos de pensão de benefício definido é o maior valor entre a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais e o valor presente da obrigação atuarial, calculada através de laudo atuarial, deduzida do valor justo dos ativos do plano. Nos exercícios apresentados, a dívida pactuada com a fundação é superior aos valores do passivo líquido. Neste caso, o valor registrado no resultado anualmente corresponde, efetivamente, aos encargos e variação monetária dessa dívida, alocado como despesa financeira da Companhia. Outros benefícios de longo prazo a empregados – A obrigação líquida da Companhia com relação a benefícios a empregados que não os planos de pensão é o valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelo serviço prestado no ano corrente e em anos anteriores. Aquele benefício é descontado para apurar o seu valor presente, e o valor justo de quaisquer ativos relacionados é deduzido. O cálculo é realizado através do método de crédito unitário projetado. Quaisquer ganhos e perdas atuariais são reconhecidos no resultado no período em que surgem.
Os procedimentos mencionados anteriormente são utilizados para as obrigações atuariais com plano de saúde, seguro de vida e plano odontológico.
Benefícios de término de vínculo empregatício – Os benefícios de término de vínculo empregatício são reconhecidos como uma despesa quando a Companhia está comprovadamente comprometida, sem possibilidade realista de retrocesso, com um plano formal detalhado para rescindir o contrato de trabalho antes da data de aposentadoria normal ou prover benefícios de término de vínculo empregatício em função de uma oferta feita para estimular a demissão voluntária. Os benefícios de término de vínculo empregatício por demissões voluntárias são reconhecidos como despesa caso a Companhia tenha feito uma oferta de demissão voluntária, seja provável que a oferta será aceita, e o número de funcionários que irão aderir ao programa possa ser estimado de forma confiável.
Benefícios de curto prazo a empregados – Obrigações de benefícios de curto prazo
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a empregados são mensuradas em uma base não descontada e são incorridas como despesas conforme o serviço relacionado seja prestado. O passivo é reconhecido pelo valor esperado a ser pago sob os planos de bonificação em dinheiro ou participação nos lucros de curto prazo se a Companhia tem uma obrigação legal ou construtiva de pagar esse valor em função de serviço passado prestado pelo empregado, e a obrigação possa ser estimada de maneira confiável. A Participação nos Lucros prevista no Estatuto Social é provisionada em conformidade ao acordo coletivo estabelecido com os sindicatos representantes dos empregados na rubrica Participação dos Empregados e Administradores no Resultado.
m) Provisões
Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal, ou construtiva, como resultado de um evento passado, que possa ser estimada de maneira confiável e que seja provável que um recurso econômico venha a ser requerido para saldar a obrigação.
Contratos Onerosos – Uma provisão para contratos onerosos é reconhecida quando os benefícios esperados a serem derivados de um contrato são menores que o custo inevitável de atender as obrigações da concessão. A provisão é mensurada a valor presente pelo menor valor entre o custo esperado de se rescindir o contrato de concessão e o custo líquido esperado de continuar com o mesmo.
n) Imposto de Renda e Contribuição Social
O Imposto de Renda e a Contribuição Social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240.000 (duzentos e quarenta mil reais) para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de Contribuição Social, limitada a 30% do lucro real. A despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social compreende os impostos de renda correntes e diferidos. O imposto corrente e o imposto diferido são reconhecidos no resultado a menos que estejam relacionados à combinação de negócios, ou itens diretamente reconhecidos no Patrimônio Líquido ou em outros Resultados Abrangentes.
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O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber esperado sobre o lucro tributável do exercício, a taxas de impostos vigentes ou substantivamente vigentes na data de apresentação das Demonstrações Financeiras. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos e os correspondentes valores usados para fins de tributação. O imposto diferido é mensurado pelas alíquotas que se espera serem aplicadas às diferenças temporárias quando elas revertem, baseando-se nas leis que foram decretadas ou substantivamente decretadas até a data de apresentação das Demonstrações Financeiras. Os ativos e passivos fiscais diferidos são compensados caso haja um direito legal de compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela mesma autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.
Um ativo de Imposto de Renda e Contribuição Social Diferido é reconhecido por diferenças temporárias dedutíveis e prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social não utilizados quando é provável que lucros futuros sujeitos à tributação estejam disponíveis e contra os quais serão utilizados.
Ativos de Imposto de Renda e Contribuição Social Diferido são revisados a cada data de relatório e serão reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.
o) Receita Operacional
De forma geral, para os negócios da Companhia no setor elétrico, gás, telecomunicações e outros, as receitas são reconhecidas quando existem evidências convincentes de acordos, quando ocorre a entrega de mercadorias ou quando os serviços são prestados, os preços são fixados ou determináveis, e o recebimento é razoavelmente assegurado, independente do efetivo recebimento do dinheiro.
As receitas de venda de energia são registradas com base na energia comercializada e nas tarifas especificadas nos termos contratuais ou vigentes no mercado. As receitas de fornecimento de energia para consumidores finais são
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contabilizadas quando há o fornecimento de energia elétrica. O faturamento é feito em bases mensais. O fornecimento de energia não faturado, do período entre o último faturamento e o final de cada mês, é estimado com base no faturamento do mês anterior e contabilizado no final do mês. As diferenças entre os valores estimados e os realizados não têm sido relevantes e são contabilizadas no mês seguinte. O fornecimento de energia ao sistema nacional interligado é registrado quando ocorre o fornecimento e é faturado mensalmente, de acordo com o reembolso definido pelo contrato de concessão.
Para as concessões de transmissão antigas, é registrado no resultado mensalmente o valor justo da operação e manutenção das linhas de transmissão e a remuneração do ativo financeiro. Os serviços prestados incluem encargos de conexão e outros serviços relacionados e as receitas são contabilizadas quando os serviços são prestados. A receita de Parcela A e outros itens financeiros é reconhecida no resultado quando os custos efetivamente incorridos forem diferentes daqueles incorporados à tarifa de distribuição de energia. Para maiores detalhes, vide nota explicativa 13.
p) Receitas e Despesas Financeiras As Receitas Financeiras referem-se principalmente à receita de aplicação financeira, acréscimos moratórios em contas de energia elétrica, juros sobre ativos financeiros da concessão e juros sobre outros ativos financeiros. A receita de juros é reconhecida no resultado através do método de juros efetivos.
As Despesas Financeiras abrangem encargos de dívidas, variação cambial e variação monetária sobre empréstimos, financiamentos e debêntures. Os custos dos empréstimos, não capitalizados, são reconhecidos no resultado através do método de juros efetivos.
q) Resultado por Ação O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado atribuível aos acionistas controladores da Companhia, com base na média ponderada das ações ordinárias e preferenciais em circulação no respectivo período. O resultado por ação diluído é calculado por meio da referida média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluído nos períodos apresentados.
r) Informação por Segmento
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Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todos os resultados operacionais dos segmentos operacionais são revistos frequentemente pelo Presidente da Companhia (CEO) para decisões sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual informações financeiras individualizadas estão disponíveis. Os resultados de segmentos que são reportados ao CEO incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não alocados compreendem principalmente ativos corporativos e as despesas da sede. Os gastos de capital por segmento são os custos totais incorridos durante o período para a aquisição de Ativo Financeiro da Concessão, Intangível, Imobilizado, e Ativos Intangíveis que não ágio.
s) Determinação do ajuste a valor presente
A Companhia aplicou o ajuste a valor presente sobre determinados contratos de concessão onerosa e também sobre o saldo de debêntures emitidas pela Companhia. Foram utilizadas taxas de desconto compatíveis com o custo de captação de recursos em operações com o mesmo prazo na data das operações ou da transição para os IFRS, conforme o caso.
3. PRINCÍPIOS DE CONSOLIDAÇÃO
As datas das Demonstrações Financeiras das sociedades controladas e controladas em conjunto utilizadas para cálculo de consolidação e equivalência patrimonial coincidem com as da Companhia. A Companhia utiliza os critérios de consolidação integral e as participações diretas da Cemig. incluídas na consolidação são como segue:
Sociedades Controladas Forma de Avaliação 31/12/2015
Participação Direta (%) Cemig Geração e Transmissão Consolidação 100,00 Cemig Distribuição Consolidação 100,00 Gasmig Consolidação 99,57
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Cemig Telecom Consolidação 100,00 Rosal Energia Consolidação 100,00 Sá Carvalho Consolidação 100,00 Horizontes Energia Consolidação 100,00 Usina Térmica Ipatinga Consolidação 100,00 Cemig PCH Consolidação 100,00 Cemig Trading Consolidação 100,00 Efficientia Consolidação 100,00 Cemig Comercializadora de Energia Incentivada Consolidação 100,00 UTE Barreiro Consolidação 100,00 Empresa de Serviços e Comercialização de Energia Elétrica Consolidação 100,00
a) Controladas e controladas em conjunto
As Demonstrações Financeiras de controladas são incluídas nas Demonstrações Financeiras consolidadas a partir da data em que o controle se inicia até a data em que o controle deixa de existir. Os ativos, passivos e resultados das controladas e controladas em conjunto foram consolidados com base no método de consolidação integral. As políticas contábeis das controladas estão alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia. As informações financeiras de controladas em conjunto são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial.
b) Consórcios
É registrada a quota-parte dos ativos, passivos e resultados das operações de consórcio na controlada que possui a correspondente participação, uma vez que estes investimentos são considerados “joint operations”, de acordo com os requerimentos do IFRS 11.
c) Transações eliminadas na consolidação
Saldos e transações intragrupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas de transações intragrupo, são eliminados na preparação das Demonstrações Financeiras consolidadas. Ganhos não realizados oriundos de transações com companhias investidas registrados por equivalência patrimonial são eliminados contra o investimento na proporção da participação da Companhia na Investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável. As Demonstrações Financeiras da Transchile, para fins de cálculo de equivalência patrimonial, são convertidas de dólares norte-americanos (moeda funcional da Transchile) para reais com base na última cotação do ano, uma vez que a moeda funcional da Cemig é
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o real. As diferenças de moedas estrangeiras são reconhecidas em outros resultados abrangentes, e apresentadas no Patrimônio Líquido.
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4. DAS CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES
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A Cemig e suas controladas detêm junto à ANEEL. as seguintes concessões ou autorizações:
Localização
Data da Concessão ou Autorização
Data de Vencimento
GERAÇÃO Usinas Hidrelétricas
São Simão (1) Rio Paranaíba 01/1965 01/2015 Emborcação Rio Paranaíba 07/1975 07/2025 Nova Ponte Rio Araguari 07/1975 07/2025 Jaguara (1) Rio Grande 08/1963 08/2013 Miranda Rio Araguari 12/1986 12/2016 Três Marias (3) Rio São
Francisco 04/1958 07/2015
Volta Grande Rio Grande 02/1967 02/2017 Irapé Rio
Jequitinhonha 01/1999 02/2035
Salto Grande (3) Rio Santo Antônio
10/1963 07/2015
Queimado Rio Preto 11/1997 01/2033 Itutinga (3) Rio Grande 01/1953 07/2015 Camargos (3) Rio Grande 08/1958 07/2015 Piau (3) Rio Piau /
Pinho 10/1964 07/2015
Gafanhoto (3) Rio Pará 09/1953 07/2015 PCH Cachoeirão Rio Manhuaçu 07/2000 07/2030 UHE Santo Antônio Rio Madeira 06/2008 06/2043 UHE Baguari Rio Doce 08/2006 08/2041 PCH Pipoca Rio Manhuaçu 09/2001 09/2031 Outras Diversas Diversas Diversas
Usina Eólica (2) Morro do Camelinho Gouveia – MG 03/2000 01/2017 Praias do Parajuru Berberibe – CE 09/2002 08/2029 Volta do Rio Aracajú – CE 12/2001 08/2034 Praia de Morgado Aracajú – CE 12/2001 08/2034 Usinas Termelétricas
Igarapé Juatuba – MG 01/2001 08/2024 Barreiro Belo Horizonte
– MG 02/2002 04/2023
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TRANSMISSÃO Rede Básica Minas Gerais 07/1997 12/2042 Subestação – SE Itajubá Minas Gerais 10/2000 10/2030
DISTRIBUIÇÃO Minas Gerais 01/2016 12/2045 (1) Não foi considerada a prorrogação da concessão conforme previsto no Contrato de Concessão. Vide detalhes nesta nota; (2) Atividade de geração eólica é concedida mediante autorização. (3) Após o vencimento destas concessões. as usinas foram operadas de forma assistida pela Cemig GT até a assinatura. em jan/2015. dos novos contratos de concessão que permitem a exploração das concessões até jan/2045.
Concessões de Geração No negócio de geração, a Companhia vende energia através de leilões para as distribuidoras atenderem às demandas de seu mercado cativo e vende energia a consumidores livres no Ambiente de Contratação Livre (“ACL”). No ACL, a energia é negociada através das concessionárias de geração, Pequenas Centrais Hidrelétricas (“PCH”), auto geradores, comercializadores e importadores de energia. Consumidores livres são aqueles cuja demanda excede a 3 MW em tensão igual ou superior a 69kV ou em qualquer nível de tensão, desde que o fornecimento tenha sido iniciado após julho de 1995. Uma vez que um consumidor tenha optado pelo mercado livre, só poderá voltar ao mercado regulado após o período de cinco anos da comunicação desta intenção ao distribuidor de sua região. Esta comunicação prévia procura assegurar à distribuidora um período necessário para comprar energia adicional para suprir a reentrada de consumidores livres no mercado regulado. As geradoras estatais podem vender energia a consumidores livres, mas, diferentemente do que ocorre com geradores privados, são obrigados a fazê-lo através de um processo de leilão. Leilão de Concessões de Geração de Energia Elétrica Devido à Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei n°12.783/2013, em 11 de janeiro de 2016, 15 usinas da Cemig GT (Cajuru, Camargos, Gafanhoto, Itutinga, Joasal, Marmelos, Martins, Paciência, Peti, Piau, Salto Grande, Três Marias, Tronqueiras, Dona Rita e Volta Grande) além de Jaguara, São Simão e Miranda tiveram suas concessões condicionadas a aceitação de tarifas pré-definidas e indenização dos investimentos ainda não amortizados para cada usina. A Cemig GT, não aceitou os termos de renovação estabelecidos pela lei mencionada acima. Em novembro de 2015, a Cemig GT participou do Leilão 12/2015, sendo a vencedora do Lote D, que contemplava 18 usinas, o que inclui 5 usinas cuja concessão era
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anteriormente pertencente a Furnas S.A., totalizando uma garantia física de 420 MW médios, conforme segue: Central Geradora
Data de vencimento das concessões
Capacidade instalada (MW)
Garantia Física (MWmed)
UHE Três Marias Jan/2045 396,00 239,00 UHE Salto Grande Jan/2045 102,00 75,00
UHE Itutinga Jan/2045 52,00 28,00 UHE Camargos Jan/2045 46,00 21,00
PCH Piau Jan/2045 18,01 13,53 PCH Gafanhoto Jan/2045 14,00 6,68
PCH Peti Jan/2045 9,40 6,18 PCH Tronqueiras Jan/2045 8,50 3,39
PCH Joasal Jan/2045 8,40 5,20 PCH Martins Jan/2045 7,70 1,84
PCH Cajuru Jan/2045 7,20 2,69 PCH Paciência Jan/2045 4,08 2,36 PCH Marmelos Jan/2045 4,00 2,74 PCH Coronel Domiciano Jan/2045 5,04 3,59 PCH Dona Rita Jan/2045 2,41 1,03 PCH Ervália Jan/2045 6,97 3,03 PCH Neblina Jan/2045 6,47 4,66
PCH Sinceridade Jan/2045 1,42 0,35
699,59 420,27
As informações referentes a Capacidade instalada, Garantia Física e outras informações operacionais, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de Demonstrações Financeiras, consequentemente não foram examinadas pelos auditores independentes”. A assinatura do contrato dessas usinas permite a exploração da concessão pelos próximos 30 anos e a energia será toda comercializada no Ambiente de Contratação Regulada (“ACR”) no Sistema de Cota de Garantia Física (“CGF” ou “regime de cotas”) em 2016 e a partir de 2017 na proporção de 70% da energia no ACR e 30% no ACL. A bonificação pela outorga por 30 anos de concessão das 18 usinas hidrelétricas foi de R$2.2 bilhões, sendo que 65% foram pagos em 04 de janeiro de 2016 e o valor restante, correspondente a 35%, foi pago em 01 de julho de 2016. O contrato foi assinado em 05 de janeiro de 2016, no Ministério de Minas e Energia. Renovação das concessões A Companhia entende que tem direito à renovação da concessão com base nos termos originais do Contrato de Concessão e encontra-se atualmente em discussão judicial da questão.
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Renovação da concessão da Usina Hidrelétrica de Jaguara (“Usina Jaguara”) Conforme previsto no contrato de concessão da Usina Jaguara, a Companhia requereu a renovação da concessão, sendo que o Ministério das Minas e Energia (“MME”) indeferiu o requerimento da Companhia por entender que a solicitação foi feita de forma intempestiva em relação aos prazos definidos na Lei nº 12.783/13. Em 20 de junho de 2013, a Cemig GT obteve liminar no Mandado de Segurança interposto junto ao Superior Tribunal de Justiça (“STJ”), contra ato do MME que não analisou o requerimento de prorrogação do prazo de concessão da Usina Jaguara (424MW, com 336 MW de energia firme), previsto para expirar em 28 de agosto de 2013. A liminar foi deferida pelo Ministro Relator Sérgio Kukina para assegurar que a Cemig GT permanecesse à frente da concessão da Usina Jaguara até o julgamento final da ação. No dia 23 de agosto de 2013 o ministro Sérgio Kunina julgou prejudicado este Mandado de Segurança. Em 30 de agosto de 2013, a Cemig GT obteve liminar, publicada no dia 03 de setembro de 2013, no novo Mandado de Segurança interposto no STJ, contra decisão do MME que, por meio do Despacho publicado em 23 de agosto de 2013, indeferiu, no mérito, o pedido da Cemig GT para a prorrogação do prazo da concessão da Usina Jaguara, nos termos de seu Contrato de Concessão. A referida liminar assegura que a Cemig GT permanecerá no controle da Usina Jaguara, explorando o serviço público a ela concedido, até o julgamento do processo. Em 24 de junho de 2015, foi concluído o julgamento do Mandado de Segurança que havia sido impetrado pela Cemig GT. Conforme manifestação dos Ministros que compõem a 1ª Seção do STJ, foram indeferidos os pedidos feitos pela Cemig GT por 6 votos a 2. Em 22 de setembro de 2015, a Cemig GT ajuizou nova ação cautelar, perante o Supremo Tribunal Federal (“STF”), para manter a titularidade da concessão da usina de Jaguara, sob as bases iniciais do contrato de concessão. No dia 03 de novembro de 2015 o Ministro Relator do STF publicou Despacho, por meio do qual solicitou às partes manifestação acerca do interesse na realização de audiência de conciliação, diante da complexidade e relevância na discussão do objeto da Ação Cautelar, tendo a Cemig protocolizado sua manifestação de interesse no dia 04 de novembro de 2015. Em 21 de dezembro de 2015, o Ministro Dias Toffoli, Relator deste processo, deferiu o pedido liminar realizado pela Companhia para que sejam suspensos os efeitos do julgamento da 1ª Seção do STJ, mantendo a Cemig GT na titularidade da concessão da UHE Jaguara, sob as bases iniciais do contrato de concessão, até deliberação em sentido
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contrário do STF. Em 01 de fevereiro de 2016 foi publicada decisão deferindo a requerida liminar. No dia 15 de fevereiro de 2016 foi publicado Acórdão no STJ contendo a decisão da 1ª Seção daquele Tribunal, que denegou a segurança e julgou prejudicado o agravo regimental. Em 22 de fevereiro de 2016, no âmbito do STF, foi proferido despacho pelo Ministro Relator, adiando a continuidade da Audiência de Conciliação entre a Cemig GT e a União, aguardando as partes, neste momento, novo despacho para designação de nova data para a continuidade da aludida audiência de conciliação iniciada em 15 de dezembro de 2015. Embora tenham sido emitidas decisões contrárias aos pleitos da Companhia relativos aos Mandados de Segurança, a Administração da Companhia permanece confiante em seu direito, amparado em cláusula contratual, na legislação em vigor, e em pareceres emitidos por juristas de renome. A possibilidade de êxito nas discussões judiciais foi considerada possível, pelos assessores legais internos e externos da Companhia. Considerando o atual status da discussão judicial e amparada pela opinião de seus assessores legais internos e externos, a Companhia reconheceu, em 2015, as receitas e custos operacionais desta usina, em conformidade com as práticas contábeis vigentes, tendo em vista que permaneceu no controle do ativo durante este período. Renovação da concessão da Usina Hidrelétrica de São Simão (“Usina São Simão”) Em 03 de junho de 2014, a Companhia protocolou pedido de prorrogação da concessão da Usina São Simão uma vez que entende que o respectivo contrato de concessão não se submete às novas regras editadas pela MP 579 (convertida em Lei nº 12.783/2013). Em 05 de agosto de 2014, a Diretoria da ANEEL decidiu recomendar ao Ministério de Minas e Energia (“MME”) que seja negada a renovação da Concessão da Usina São Simão. Em 29 de agosto de 2014, o Ministro de Estado de Minas e Energia resolveu indeferir o requerimento de prorrogação do prazo de concessão da Usina São Simão, baseado no Parecer n° 559/2014/CONJURMME/CGU/AGU. Em 10 de setembro de 2014, a Cemig GT protocolou Recurso Hierárquico perante o MME requerendo que o Ministro de Estado de Minas e Energia reconsidere sua decisão e defira o pleito da Companhia apenas com base no Contrato de Concessão, e, sucessivamente, que o recurso seja encaminhado à Presidência da República, para que emita decisão favorável ao pleito da Companhia nos mesmos termos. Este recurso ainda se encontra pendente de apreciação no MME.
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Não obstante, em 15 de dezembro de 2014, a Cemig GT impetrou Mandado de Segurança (MS n° 21.465/DF), perante o Superior Tribunal de Justiça (“STJ”), com pedido de medida liminar, contra ato ilegal e violador de direito líquido e certo da impetrante, praticado pelo Exmo. Sr. Ministro de Estado de Minas e Energia, no intuito de obter a prorrogação do prazo de concessão da Usina São Simão com base no Contrato de Concessão. Em 17 de dezembro de 2014, o Ministro Mauro Campbell deferiu liminar (publicada em 19 de dezembro de 2014) para que a Cemig GT permanecesse no controle da usina, explorando o serviço público a ela concedido, até o julgamento definitivo do Mandado de Segurança referente à Usina Jaguara, ou, até reexame do pleito ora deferido. Tendo sido concluído o julgamento do Mandado de Segurança referente à Usina Jaguara pela denegação da segurança, o Ministro Relator revogou a liminar concedida nos autos do Mandado de Segurança referente à Usina São Simão, cuja decisão foi publicada no dia 30 de junho de 2015. No dia 03 de julho de 2015, a Companhia interpôs Agravo Regimental para que seja exercido o juízo de retratação da decisão agravada pelo Ministro Relator, ou, caso assim não entenda, que seja submetido referido recurso à apreciação da Egrégia 1ª Seção do STJ, para que seja concedida liminar preservando-se a Companhia na titularidade da concessão da Usina São Simão, sob as bases iniciais do Contrato de Concessão.
No dia 10 de julho de 2015, a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético oficiou a Cemig GT para se manifestar acerca do interesse da Companhia em permanecer à frente da Usina São Simão, sob as novas bases da Lei nº 12.783/13, até assunção pelo vencedor de nova licitação a ser promovida, tendo em vista a revogação da liminar.
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Diante desse fato novo, no dia 22 de julho de 2015, a Cemig GT peticionou ao Exmo. Sr. Ministro Presidente do STJ requerendo o pedido de retratação formulado no bojo do Agravo Regimental, de forma que, reconsiderando a decisão agravada, seja concedida medida liminar, para manter a Companhia na titularidade da concessão da Usina São Simão, sob as bases iniciais do Contrato de Concessão, até que seja julgado definitivamente este Mandado de Segurança, ou, subsidiariamente, que, ao menos, seja atribuído efeito suspensivo ao Agravo Regimental. No dia 20 de agosto de 2015, foi informado que o MME tomaria as providências para designar a Cemig GT como prestadora do serviço de geração de energia elétrica por meio da Usina São Simão, em regime de cotas, ao argumento de que a revogação da liminar concedida nos autos do Mandado de Segurança possui força executória imediata. Como resposta, a Cemig GT manifestou interesse em permanecer responsável pela Prestação do Serviço de geração de energia elétrica da Usina São Simão, mas ressaltou que há dúvidas quanto à modalidade e a segurança jurídica desta prestação de serviços, uma vez que a matéria ainda se encontra pendente de decisões judicial e administrativa. O MME, por meio da Portaria 432/2015, publicada no dia 15 de setembro de 2015, designou a Cemig GT como responsável pela prestação do serviço de geração de energia elétrica, por meio da Usina São Simão, em regime de quotas (sendo responsável pela operação e manutenção da usina, sem, no entanto, ter direito a sua produção de energia, que será alocada aos leilões de energia assegurada) até a assunção do concessionário vencedor da licitação. Deve ser ressaltado que no âmbito judicial, a Cemig GT impetrou novo Mandado de Segurança em face do Exmo. Ministro do STJ Mauro Campbell Marques, com o fim de anular o ato coator, fazendo prevalecer a medida liminar que autorizou a impetrante, a permanecer à frente da concessão da Usina São Simão sob as bases iniciais do contrato, até que o Mandado de Segurança referente à Usina São Simão seja definitivamente julgado ou, subsidiariamente, até que seja apreciado o mérito do Agravo Regimental. Em 8 de setembro de 2015, foi publicada decisão do Ministro Relator (Ministro Herman Benjamin) indeferindo o pedido de liminar pleiteado pela Companhia. Ainda no dia 8 de setembro de 2015 foi interposto Agravo Regimental contra a decisão do Ministro Herman Benjamin que indeferiu o pedido de liminar formulado. Durante a Sessão da Corte Especial do STJ, realizada no dia 4 de novembro de 2015, foi, por unanimidade, negado provimento ao Agravo Regimental, nos termos do voto do Ministro Relator.
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No dia 25 de novembro de 2015, o Agravo Regimental interposto pela Cemig GT contra a decisão que cassou a liminar, no auto MS n° 21.465/DF, foi, por unanimidade, indeferido pela 1ª Seção do STJ, tendo sido publicado o referido Acórdão no dia 01 de dezembro de 2015, restando pendente o julgamento de mérito deste Mandado de Segurança. Embora tenham sido emitidas decisões contrárias aos pleitos da Companhia relativos aos Mandados de Segurança, a Administração da Companhia permanece confiante em seu direito, amparado em cláusula contratual, na legislação em vigor, e em pareceres emitidos por juristas de renome. A possibilidade de êxito nas discussões judiciais foi considerada possível, pelos assessores legais internos e externos da Companhia. Considerando o atual status da discussão judicial e amparada pela opinião de seus assessores legais internos e externos, a Companhia:
Reconheceu, até a data de 15 de setembro de 2015, as receitas e custos operacionais desta usina, em conformidade com as práticas contábeis vigentes, tendo em vista que permaneceu no controle do ativo até esta data;
Considerando os requerimentos da Portaria 432/2015, a partir de 16 de setembro de 2015, cessou o reconhecimento das despesas de depreciação da Usina São Simão, e passou a reconhecer as receitas referentes a prestação de serviços de operação e manutenção da referida usina, de acordo com o regime de quotas;
Transferiu, em 16 de setembro de 2015 o montante de R$223 do seu ativo imobilizado para a rubrica de “Outros ativos de longo prazo”, considerando que ainda está em discussão judicial. Este ativo, com base nos termos do contrato de concessão, é considerado como recuperável por montante superior ao registrado.
Concessões de Transmissão De acordo com os contratos de concessão transmissão, a Companhia está autorizada a cobrar a tarifa de uso do sistema de transmissão - TUST. As tarifas são reajustadas anualmente na mesma data em que ocorrem os reajustes das Receitas Anuais Permitidas – RAP das concessionárias de transmissão. Esse período tarifário inicia-se em 1º de julho do ano de publicação das tarifas até 30 de junho do ano subsequente. O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias, no Brasil, é feito utilizando-se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230 kv, denominada Rede Básica. Qualquer agente do setor elétrico, que produza, ou consuma energia elétrica, tem direito à utilização desta Rede Básica, como também o consumidor, atendidas certas exigências técnicas e legais. Este é o chamado Livre Acesso, assegurado em Lei e garantido pela ANEEL.
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O pagamento do uso da transmissão aplica-se também à geração da Itaipu Binacional. Entretanto, devido às características legais dessa usina, os encargos correspondentes são assumidos pelas concessionárias de distribuição detentoras das respectivas quotas-partes da potência da usina. Para as novas concessões de transmissão, outorgadas após o ano 2000, a parcela dos ativos que não será amortizada durante a concessão é registrada como um Ativo Financeiro, pois existe um direito incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro diretamente do poder concedente ao final da vigência do contrato. Concessões de transmissão renovadas em conformidade à Lei 12.783/13 As concessões de transmissão antigas, outorgadas antes do ano 2000, foram renovadas partir de 1º de janeiro de 2013 em conformidade com a Lei 12.783/13, onde os ativos são pertencentes ao Poder Concedente e a Companhia tem direito a receita, a partir de 2013, pela operação e manutenção desses ativos. Concessões de Distribuição A Cemig D detém junto à ANEEL a concessão para exploração da atividade de Distribuição de energia elétrica na maior parte do Estado de Minas Gerais, com vencimento em dezembro de 2045. Conforme determina o contrato de concessão, todos os bens e instalações que estejam vinculados à prestação do serviço de distribuição de energia elétrica e que tenham sido realizados pela concessionária são considerados reversíveis e integram o acervo da respectiva concessão. Esses bens serão revertidos ao poder concedente quando da extinção do contrato, procedendo-se às avaliações e determinação do montante da indenização devida à concessionária, observados os valores e as datas de incorporação ao sistema elétrico. A Companhia não possui obrigações de pagamentos compensatórios pela exploração das concessões de distribuição, sendo exigido o atendimento às exigências de qualidade e investimentos previstas nos contratos de concessão. Os contratos de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preços máximos que permite três tipos de reajustes de tarifas: (i) o reajuste anual; (ii) a revisão periódica; e (iii) a revisão extraordinária. A Companhia tem o direito de requerer, a cada ano, o reajuste anual, o qual se destina a compensar os efeitos da inflação sobre as tarifas e permite repassar aos consumidores certas alterações nos custos que estejam fora do controle da Companhia, tais como o
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custo da energia elétrica comprada e encargos setoriais, incluindo encargos em função do uso das instalações de transmissão e distribuição.
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Ademais, a ANEEL realiza uma revisão periódica de tarifas a cada cinco anos, que visa identificar as variações dos custos da Companhia, bem como estabelecer um fator com base nos ganhos de escala, que será aplicado nos reajustes de tarifas anuais, para compartilhar tais ganhos com os consumidores da Companhia. A Companhia também tem o direito de solicitar a revisão extraordinária das tarifas, casos eventos imprevisíveis alterem significativamente o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. A revisão periódica e a revisão extraordinária estão sujeitas, em certo grau, à discricionariedade da ANEEL, apesar de existirem regras pré-estabelecidas a cada ciclo revisional. Quando a Companhia solicita um reajuste tarifário anual, se faz necessário comprovar o impacto financeiro resultante destes eventos nas operações. De acordo com os contratos de concessão de distribuição, a Companhia está autorizada a cobrar de seus consumidores uma tarifa pelo fornecimento de energia consistindo em dois componentes: (i) uma parcela referente aos custos com energia elétrica comprada para revenda, encargos de uso da rede básica de transmissão e encargos de uso do sistema de distribuição de energia não gerenciáveis (“Custos da Parcela A”); e (ii) uma parcela de custos operacionais (“Custos da Parcela B”). Renovação das Concessões Em 11 de setembro de 2012, foi emitida pelo Governo Federal a Medida Provisória nº 579 (“MP”), posteriormente aprovada pelo Congresso Nacional e convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências. Em 02 de junho de 2015 foi editado o Decreto nº 8.461 que regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição alcançadas pela Lei nº 12.783/2013. Em 21 de dezembro de 2015, a Companhia celebrou com o Ministério de Minas e Energia o Quinto Termo Aditivo aos contratos de concessão, prorrogando a concessão de distribuição de energia elétrica por mais 30 anos, a partir de 1º de janeiro de 2016. O novo Termo Aditivo estabelece indicadores de qualidade no atendimento e também econômico-financeiros que devem ser atendidos pela Companhia durante a vigência do novo prazo de concessão. As principais características e condições do Termo Aditivo estão relacionadas a seguir:
O reajuste tarifário anual ocorrerá todo dia 28 de maio, a partir de 2016, sendo que para este reposicionamento tarifário serão aplicadas as regras previstas no contrato de concessão anterior. Para os reposicionamentos tarifários subsequentes serão aplicadas as regras previstas na cláusula sexta do Termo Aditivo;
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Limitação de distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio ao valor mínimo estabelecido em lei, caso ocorra o descumprimento dos limites anuais de indicadores de continuidade coletivos por dois anos consecutivos ou por três vezes em cinco anos, até que os parâmetros regulatórios sejam restaurados;
Exigência de aportes de capital do controlador em montante suficiente para atender à condição de sustentabilidade econômica e financeira mínimas;
Exigência de cumprimento de critérios de eficiência relacionados à continuidade do fornecimento e à gestão econômica e financeira para manutenção da concessão, respeitados o direito à ampla defesa e ao contratório em caso de descumprimento, considerando que: (i) pelo período de cinco anos a partir de 01 de janeiro de 2016, o eventual descumprimento por dois anos consecutivos, ou de quaisquer das condições ao final do período de cinco anos, acarretará a extinção da concessão; (ii) a partir de 01 de janeiro de 2021, eventual descumprimento por três anos consecutivos para os critérios de eficiência na continuidade do fornecimento e por dois anos consecutivos para os critérios de eficiência na gestão econômica e financeira implicará a abertura de processo de caducidade da concessão;
Concessões de Gás As concessões para distribuição de gás natural são estaduais e no Estado de Minas Gerais, as tarifas de gás natural são fixadas, pelo órgão regulador – Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico, de acordo com o segmento de mercado. As tarifas são compostas por uma parcela de custo de gás e uma parcela relativa à operação da Concessão. A cada trimestre as tarifas são reajustadas para repasse do custo de gás e uma vez ao ano para atualização da parcela destinada a cobrir os custos relativos à prestação do serviço de distribuição – remuneração do capital investido e cobrir todas as despesas operacionais, comerciais e administrativas realizadas pela Concessionária. Além destes reajustes, em abril de 2015 a Secretaria de Desenvolvimento Econômico encaminhou à GASMIG o Ofício SEDE/GAB/Nº303/2014 informando o cronograma previsto para o 1º ciclo de Revisão Tarifária, com expectativa de finalização em março de 2017. Estas revisões deverão ocorrer a cada 5 (cinco) anos, a partir do final deste 1º ciclo, com o objetivo de avaliar as variações dos custos da Companhia e adequar às tarifas. No Contrato de Concessão também é prevista a possibilidade de revisão extraordinária das tarifas se ocorrerem motivações que ponham em risco o equilíbrio econômico-financeiro da Concessão.
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Em 26 de dezembro de 2014, foi assinado o “Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão”, entre a GASMIG e o Governo do Estado de Minas Gerais, prorrogando por mais 30 anos o prazo de concessão para a GASMIG explorar os serviços de gás canalizado industrial, comercial, institucional e residencial no Estado de Minas Gerais, passando seu vencimento de 10 de janeiro de 2023 para 10 de janeiro de 2053. Concessões Onerosas Na obtenção das concessões para construção de alguns empreendimentos de geração de energia, a Companhia se comprometeu a efetuar pagamentos à ANEEL, ao longo do prazo de vigência do contrato, como compensação pela exploração. As informações das concessões, com os valores a serem pagos, são como seguem:
Empreendimento Percentual de Participação %
Valor Nominal em 2015
Valor Presente em 2015
Período de Amortização
Índice de Atualização
Irapé 100,00 34 13 03/2006 a 02/2035 IGPM Queimado (Consórcio) 82,50 9 4 01/2004 a 12/2032 IGPM PCH Salto Morais 100,00 - - 06/2013 a 07/2020 IPCA PCH Rio de Pedras 100,00 1 1 06/2013 a 09/2024 IPCA Diversas PCH’s (*) 100,00 4 3 06/2013 a 08/2025 IPCA
(*) Luiz Dias, Poço Fundo, São Bernardo, Xicão
As concessões a serem pagas ao Poder Concedente preveem parcelas mensais com diferentes valores ao longo do tempo. Para fins contábeis e de reconhecimento de custos, em função do entendimento que representam um ativo intangível relacionado ao direito de exploração, são registradas a partir da assinatura dos contratos pelo valor presente da obrigação de pagamento.
As parcelas pagas ao poder concedente em 2015, o valor presente e o valor nominal das parcelas a serem pagas no período de 12 meses são como seguem:
Empreendimento Percentual de Participação %
Parcelas Pagas em 2015
Valor Presente das parcelas a serem pagas
em 12 meses
Valor Nominal das parcelas a serem pagas em 12
meses
Irapé 100,00 2 2 2 Queimado (Consórcio) 82,50 - - 1 PCH Salto Morais 100,00 - - - PCH Rio de Pedras 100,00 - - - Diversas PCH’s (*) 100,00 - - - (*) Luiz Dias, Poço Fundo, São Bernardo, Xicão.
As taxas utilizadas para desconto a valor presente pela CEMIG de seus passivos, de 12,50% e 5,10%(PCH’s e UHE’s), representam as taxa médias de captação de recursos em condições usuais na data do registro de cada concessão.
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A Cemig Geração e Transmissão S.A. participou do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em 25 de novembro de 2015, sagrando-se vencedora do lote D, que compreende 18 usinas com potência instalada de 699,57 MW cuja porcentagem da garantia física destinada ao ACR é de 100% no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2016 e 70% a partir de 1º de janeiro de 2017.
5. SEGMENTOS OPERACIONAIS
Os segmentos operacionais da Cemig refletem o marco regulatório do setor elétrico brasileiro, com diferentes legislações para os setores de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A Companhia também atua nos mercados de gás, telecomunicações e outros negócios de menor impacto no resultado de suas operações. Os segmentos mencionados acima refletem à gestão da Companhia e a sua estrutura organizacional e de acompanhamento de resultados. Em decorrência do marco regulatório do setor elétrico brasileiro, não existe segmentação por área geográfica. Impacto da aquisição nos resultados consolidados da CEMIG Em 2014, a receita líquida e lucro líquido do exercício, atribuíveis às operações da GASMIG após a data da combinação dos negócios corresponderam a R$340 e R$107, respectivamente. Se esta combinação de negócios tivesse sido efetivada em 1º de janeiro de 2014, as receitas líquidas consolidadas da CEMIG seriam aumentadas em R$979 e o lucro líquido do exercício seria aumentado em R$33. Em 2015, a receita líquida e lucro líquido do exercício, atribuíveis às operações da GASMIG corresponderam a R$1.395 e R$117, respectivamente. Os custos e despesas operacionais referentes ao exercício de 2015, 2014 e 2013 estão apresentados de forma consolidada nas tabelas a seguir:
304
(*) A despesa de provisões operacionais registrada na coluna de outras, no valor de R$1.084 refere-se substancialmente a despesas com opção de compra de investimentos mantidos pela controladora e descritos na Nota Explicativa nº 14.
INFORMAÇÕES POR SEGMENTO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015
DESCRIÇÃO GERAÇÃO TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO TELECOMUNICAÇÕES GÁS OUTRAS (*) ELIMINAÇÕES TOTAL ATIVOS DO SEGMENTO 13.382 4.880 17.738 317 2.530 2.986 (976) 40.857 ADIÇÕES AO SEGMENTO 577 146 1.044 42 62 1 - 1.872 INVESTIMENTOS EM CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO 5.751 2.423 1.547 - - 24 - 9.745 RECEITA LÍQUIDA 7.047 519 12.387 123 1.395 89 (268) 21.292 CUSTOS COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁS Energia Elétrica Comprada para Revenda (2.669) - (6.993) - - - 120 (9.542) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (297) - (814) - - 112 (999) Gás Comprado para Revenda - - - - (1.051) - - (1.051)
Total dos Custos Operacionais (2.966) - (7.807) - (1.051) 232 (11.592) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS Pessoal (224) (113) (1.000) (15) (43) (40) - (1.435) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado (24) (12) (95) (2) - (4) - (137) Obrigações Pós-Emprego (21) (10) (121) - - (4) - (156) Materiais (95) (5) (52) - (2) - - (154) Serviços de Terceiros (143) (37) (697) (25) (15) (13) 31 (899) Depreciação e Amortização (273) - (444) (49) (54) (15) - (835) Provisões (Reversões) Operacionais (109) 2 (209) (1) - (1.084) - (1.401) Custos de Construção - (146) (1.044) - (62) - - (1.252) Outras Despesas Operacionais Líquidas (62) (16) (310) (20) (9) (44) 5 (456)
Total do Custo de Operação (951) (337) (3.972) (112) (185) (1.204) 36 (6.725) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.917) (337) (11.779) (112) (1.236) (1.204) 268 (18.317) RESULTADO OPERACIONAL ANTES DO RESL. DE EQUIV. PATRIM. E FINANCEIRO 3.130 182 608 11 159 (1.115) - 2.975 Resultado de Equivalência Patrimonial 17 410 (6) (28) - - - 393 Resultado com Reorganização Societária 729 - - - - - - 729 Receitas Financeiras 199 22 1.148 4 23 73 - 1.469 Despesas Financeiras (984) (7) (1.130) (6) (42) (35) - (2.204)
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 3.091 607 620 (19) 140 (1.077) - 3.362 Imposto de Renda e Contribuição Social (836) (71) (256) (16) (23) 309 - (893)
RESULTADO 2.255 536 364 (35) 117 (768) - 2.469
OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES Itens que não serão reclassificados para a Demonstração de Resultado
Ajuste de passivo atuarial - remensuração de obrigações de planos de benefícios definidos, líquido de impostos (84) - (170) - - (106) - (360) Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - - - (1) - (1)
Itens que poderão ser reclassificados para a Demonstração de Resultado Diferenças de equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - - - 54 - 54 RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 2.171 536 194 (35) 117 (821) - 2.162
Total do resultado abrangente atribuído a: Participação dos acionistas controladores 2.171 536 194 (35) 117 (821) - 2.162 Participação de acionista não-controlador - - - - - - - -
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INFORMAÇÕES POR SEGMENTO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014
DESCRIÇÃO GERAÇÃO TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO TELECOMUNICAÇÕES GÁS OUTROS ELIMINAÇÕES TOTAL ATIVOS DO SEGMENTO 11.528 3.882 15.064 327 2.549 2.007 (357) 35.000 ADIÇÕES AO SEGMENTO 2.995 80 792 29 501 19 - 4.416 INVESTIMENTOS EM CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO 4.036 2.315 1.199 - - 490 - 8.040 - - - - - - - - RECEITA LÍQUIDA 7.339 708 11.241 119 340 90 (297) 19.540 CUSTOS - - - - - - - - Energia Elétrica Comprada para Revenda (1.833) - (5.747) - - - 152 (7.428) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (282) - (573) - - - 111 (744)
Gás Comprado para Revenda - - - - (254) - - (254)
(2.115) - (6.320) - (254) - 263 (8.426)
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS Pessoal (201) (105) (886) (13) (11) (36) - (1.252) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado (39) (16) (184) (1) - (9) - (249) Obrigações Pós-Emprego (34) (14) (153) - - (11) - (212) Materiais (295) (5) (80) - (1) - - (381) Serviços de Terceiros (159) (39) (737) (23) (2) (23) 30 (953) Depreciação e Amortização (324) - (428) (34) (4) (11) - (801) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (127) - - - - - - (127) Provisões (Reversões) Operacionais (62) (26) (300) - - (193) - (581) Custos de Construção - (81) (861) - - - - (942)
Outras Despesas Operacionais Líquidas (130) (34) (300) (27) (11) (29) 4 (527)
Total do Custo de Operação (1.371) (320) (3.929) (98) (29) (312) 34 (6.025)
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.486) (320) (10.249) (98) (283) (312) 297 (14.451) RESULTADO OPERACIONAL ANTES DO RESL. DE EQUIV. PATRIM. E FINANCEIRO 3.853 388 992 21 57 (222) - 5.089
Resultado de Equivalência Patrimonial (386) 386 150 (28) 47 41 - 210 Resultado com Combinação de Negócios - - - - - 281 - 281 Receitas Financeiras 119 46 358 5 21 44 - 593
Despesas Financeiras (396) (291) (751) (3) (6) (247) - (1.694)
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 3.190 529 749 (5) 119 (103) - 4.479 Imposto de Renda e Contribuição Social (1.116) (44) (169) (7) (12) 6 - (1.342)
RESULTADO 2.074 485 580 (12) 107 (97) - 3.137
OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES Itens que não serão reclassificados para a Demonstração de Resultado Ajuste de passivo atuarial - remensuração de obrigações de planos de benefícios definidos, líquido de impostos - - (36) - - (8) - (44) Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - - - (7) - (7) Itens que poderão ser reclassificados para a Demonstração de Resultado Diferenças de equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - - - 10 - 10
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 2.074 485 544 (12) 107 (102) - 3.096
Total do resultado abrangente atribuído a: Participação dos acionistas controladores 2.074 485 544 (12) 107 (102) - 3.096 Participação de acionista não-controlador - - - - - - - -
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INFORMAÇÕES POR SEGMENTO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013
DESCRIÇÃO GERAÇÃO TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO TELECOMUNICAÇÕES GÁS OUTROS ELIMINAÇÕES TOTAL
ATIVOS DO SEGMENTO 10.224 3.452 13.688 328 577 3.091 (1.546) 29.814
ADIÇÕES (REDUÇÕES) AO SEGMENTO 520 (1.600) 884 - - 22 - (174) INVESTIMENTOS EM CONTROLADAS E CONTROLADAS EM CONJUNTO 1.623 2.379 1.191 4 577 387 - 6.161 - - - - - - - -
RECEITA LÍQUIDA 5.253 277 9.206 114 - 96 (319) 14.627 CUSTOS - - - - - - - - Energia Elétrica Comprada para Revenda (1.294) - (4.089) - - - 176 (5.207)
Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (264) - (410) - - - 99 (575)
(1.558) - (4.499) - - - 275 (5.782)
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS Pessoal (215) (103) (894) (14) - (58) - (1.284) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado (40) (19) (146) (2) - (14) - (221) Obrigações Pós-Emprego (27) (13) (119) - - (17) - (176) Materiais (64) (5) (53) (1) - - - (123) Serviços de Terceiros (153) (40) (721) (21) - (21) 39 (917) Depreciação e Amortização (371) - (416) (31) - (1) (5) (824) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (131) - - - - - - (131) Provisões (Reversões) Operacionais (37) (18) (275) - - 25 - (305) Custos de Construção - (91) (884) - - - - (975)
Outras Despesas Operacionais Líquidas (81) (31) (328) (19) - (38) 4 (493)
Total do Custo de Operação (1.119) (320) (3.836) (88) - (124) 38 (5.449)
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.677) (320) (8.335) (88) - (124) 313 (11.231) RESULTADO OPERACIONAL ANTES DO RESL. DE EQUIV. PATRIM. E FINANCEIRO 2.576 (43) 871 26 - (28) (6) 3.396
Resultado de Equivalência Patrimonial 75 484 113 (20) 91 15 6 764
Resultado com Combinação de Negócios (94) 378 284 lucros não realizados - - - - - (81) - (81)
Receitas Financeiras 228 94 453 6 - 104 - 885
Despesas Financeiras (288) (226) (647) (4) - (29) - (1.194)
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS 2.591 215 790 8 91 359 - 4.054
Imposto de Renda e Contribuição Social (726) 79 (187) (6) - (110) - (950)
RESULTADO 1.865 294 603 2 91 249 - 3.104
OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES Itens que não serão reclassificados para a Demonstração de Resultado Ajuste de passivo atuarial - remensuração de obrigações de planos de benefícios definidos, líquido de impostos 41 - 72 - - 62 - 175 Equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - - - 31 - 31 Itens que poderão ser reclassificados para a Demonstração de Resultado Diferenças de equivalência patrimonial sobre outros resultados abrangentes em controlada e controlada em conjunto - - - - - 7 - 7
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 1.906 294 675 2 91 349 - 3.317
Total do resultado abrangente atribuído a: Participação dos acionistas controladores 1.906 294 675 2 91 349 - 3.317
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6. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
2015 2014
Contas Bancárias 52 89
Aplicações Financeiras
Certificados de Depósitos Bancários 723 750
Overnight 128 48
Outros 22 -
873 798
925 887
As aplicações financeiras correspondem a operações contratadas em instituições financeiras nacionais e internacionais com filiais no Brasil a preços e condições de mercado. Todas as operações são de liquidez, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e estão sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor e não possuem restrição de uso. Os Certificados de Depósito Bancário – CDB pré ou pós-fixados são remunerados a um percentual do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) divulgado pela Câmara de Custódia e Liquidação (CETIP) (que variam entre 75% a 111% conforme operação). As operações compromissadas afirmam em suas respectivas notas de negociação o compromisso de recompra do título pelo Banco, à vista, na data de vencimento da operação, ou antecipadamente, a critério do cliente. As operações de overnight consistem em aplicações de curto prazo, com disponibilidade para resgate no dia subsequente à data da aplicação. Normalmente são lastreadas por letras, notas ou obrigações do Tesouro e referenciadas em uma taxa pré-fixada em aproximadamente 14,13% e têm o objetivo de liquidar obrigações dos cotistas do Fundo ou serem utilizados na compra de outros ativos de melhor remuneração para recompor o portfólio. A exposição da Companhia a risco de taxa de juros e uma análise de sensibilidade de ativos e passivos financeiros são divulgados na Nota Explicativa nº 28 das Demonstrações Financeiras Consolidadas. 7. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
2015 2014
Aplicações Financeiras
Circulante Certificados de Depósitos Bancários 1.717 238 Letras Financeiras - Bancos 461 556 Letras Financeiras do Tesouro 88 86 Debêntures 160 98 Outros 1 16 2.427 994
Não Circulante Certificados de Depósitos Bancários 43 - Letras Financeiras - Bancos 41 17 84 17
2.511 1.011
Os Títulos e Valores Mobiliários referem-se às aplicações financeiras de operações contratadas em instituições financeiras nacionais e internacionais com filiais no Brasil.
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Os Certificados de Depósito Bancário – CDB pré ou pós-fixados são remunerados a um percentual do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) divulgado pela Câmara de Custódia e Liquidação (CETIP) (que variam entre 75% a 105% conforme operação). As Letras Financeiras – Bancos (LFs) são títulos de renda fixa, pós-fixados, emitidos pelos bancos e remunerados a um percentual do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) divulgado pela Câmara de Custódia e Liquidação (CETIP). As LFs que compõem a carteira da Cemig possuem taxa de remuneração que variam entre 105% a 116,7% do CDI. As Letras Financeiras do Tesouro (LFT) são títulos pós-fixados, cuja rentabilidade segue a variação da taxa SELIC diária registrada entre a data da compra e a data de vencimento do título. Debêntures são títulos de dívida, de médio e longo prazo, que conferem a seu detentor um direito de crédito contra a companhia emissora. As debêntures possuem taxa de remuneração que variam entre 105,4% a 113% do CDI. A classificação destes títulos e valores mobiliários está apresentada na Nota Explicativa nº 28. As aplicações financeiras em títulos de partes relacionadas estão demonstradas na Nota Explicativa nº 28. 8. CONSUMIDORES E REVENDEDORES E CONCESSIONÁRIOS DE TRANSPORTES DE ENERGIA
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Saldos a
Vencer Vencidos até
90 dias Vencidos há
mais de 90 dias
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Fornecimento Faturado 1.058 716 639 2.413 2.019 Fornecimento não Faturado 1.125 - - 1.125 668 Suprimento a Outras Concessionárias 594 21 - 615 308 Concessionários – Transporte de Energia 203 19 148 370 254 (-) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - - (625) (625) (650)
2.980 756 162 3.898 2.599 Ativo Circulante 3.765 2.390 Ativo não Circulante 133 209 A exposição da Companhia a risco de crédito relacionada a Consumidores e Revendedores está divulgada na Nota Explicativa nº 28.
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A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa é considerada suficiente para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos e sua composição. por classe de consumidor. é como segue:
2015 2014 Residencial 211 174 Industrial 136 123 Comércio. Serviços e Outras 117 99 Rural 19 18 Poder Público 12 10 Iluminação Pública 5 5 Serviço Público 10 10 Encargos de Uso de Rede - TUSD 112 206 Outros 3 5 625 650
A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) no exercício de 2015, 2014 e 2013 é como segue:
Saldo em 31 de dezembro de 2012 515
Constituições 121 Baixas (51)
Saldo em 31 de dezembro de 2013 585
Constituições 127 Baixas (62)
Saldo em 31 de dezembro de 2014 650
Constituições 175 Baixas (200)
Saldo em 31 de dezembro de 2015 625
9. TRIBUTOS COMPENSÁVEIS
2015 2014
Circulante ICMS a Recuperar 113 169 PIS-PASEP 9 7 COFINS 44 31 Outros 9 7 175 214
Não Circulante ICMS a Recuperar 183 283 PIS-PASEP 13 18 COFINS 60 84 Outros 2 2 258 387
433 601
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Os créditos PIS/PASEP, COFINS e ICMS a Recuperar, registrados no Ativo Não Circulante, são decorrentes de aquisições de Ativo Imobilizado e podem ser compensados em 48 meses. A transferência para o Não Circulante foi feita de acordo com estimativas da Administração dos valores que deverão ser realizados após dezembro de 2016.
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10. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
a) Imposto de Renda e Contribuição Social a Recuperar Os saldos de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se a créditos da Declaração do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica - DIPJ de anos anteriores e às antecipações em 2015 que serão compensadas com tributos federais a pagar, apurado para o ano de 2016, registrados na rubrica de Impostos e Contribuições.
2015 2014 Circulante Imposto de Renda 226 202 Contribuição Social 80 93 306 295
Não Circulante Imposto de Renda 192 196 Contribuição Social 14 11
206 207
512 502
b) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos Cemig, suas controladas e controladas em conjunto possuem créditos tributários de Imposto de Renda, constituídos à alíquota de 25% e Contribuição Social, constituídos à alíquota de 9%, conforme segue:
2015 2014 Créditos Tributários Prejuízo Fiscal/Base Negativa 236 268 Provisões 713 306 Obrigações Pós-Emprego 831 623 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 210 221 Tributos com exigibilidade suspensa (1) 200 196 Concessão Onerosa 9 67 Outros 54 50
Total 2.253 1.731
Obrigações Diferidas Custo de Captação (20) (2) Custo atribuído (280) (305) Ajuste a valor presente - (59) Índice de Reajuste Tarifário – IRT - (10) Custo de Aquisição de Participações Societárias (499) (356) Encargos Financeiros Capitalizados (108) (60) Tributos sobre rendas não resgatadas – Lucro Presumido (2) (2) Ganho indenização de ativos de transmissão (262) (227) Atualização de Ativo Financeiro (273) (75)
Total (1.444) (1.096)
Total Líquido 809 635
Total do Ativo 1.498 1.246 Total do Passivo (689) (611)
(1) Referente ao depósito judicial de PIS-PASEP/COFINS incidentes sobre ICMS;
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A movimentação do Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos é como segue:
Saldo em 31 de dezembro de 2012
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Efeitos alocados às Demonstrações de Resultados 43
Efeito alocados às Demonstrações de Resultados Abrangentes (90)
Realizações efetuadas 15
Saldo em 31 de dezembro de 2013 965
Efeitos alocados às Demonstrações de Resultados (83)
Impostos diferidos reconhecidos em combinação de negócios (269)
Efeito alocados às Demonstrações de Resultados Abrangentes 22
Saldo em 31 de dezembro de 2014 635
Efeitos alocados às Demonstrações de Resultados (12)
Efeito alocados às Demonstrações de Resultados Abrangentes
191 Realizações efetuadas
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Saldo em 31 de dezembro de 2015 809
O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 28 de março de 2016, aprovou estudo técnico, elaborado pela Diretoria de Finanças e Relações com Investidores da Cemig, referente à projeção de lucratividade futura da Companhia, ajustada a valor presente, que evidencia a capacidade de realização do Ativo Fiscal Diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme definido na Instrução CVM nº 371. O referido estudo foi também submetido a exame do Conselho Fiscal em 28 de março de 2016. As diferenças temporárias dedutíveis e os prejuízos fiscais acumulados não prescrevem de acordo com a legislação tributária vigente. Ativos fiscais diferidos foram reconhecidos com relação a estes itens, pois é provável, que os lucros tributáveis futuros estejam disponíveis para que a Companhia possa utilizar os benefícios destes. Conforme as estimativas individuais da Companhia e de suas controladas, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do Ativo Fiscal Diferido, existente em 31 de dezembro de 2015, conforme abaixo:
2016
312
2017 255
2018 324
2019 372
2020 553
2021 a 2023 262
2024 a 2025 175
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2.253
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c) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contribuição Social (alíquota de 9%) com a despesa efetiva, apresentada na Demonstração de Resultado, é como segue: 2015 2014 2013
Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 3.362 4.479 4.054
Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal (1.143) (1.523) (1.378)
Efeitos Fiscais Incidentes sobre:
Resultado de Equivalência Patrimonial (líquido dos efeitos de JCP) 105 25 187
Juros sobre Capital Próprio 68 78 181
Ganho na formação da Aliança Geração 87 - -
Contribuições e Doações Indedutíveis (7) (13) (11)
Incentivo Fiscal 43 66 39
Créditos Fiscais não Reconhecidos (1) (1) 4
Diferença entre Lucro Presumido e Lucro Real 25 8 29
Multas Indedutíveis (10) (5) -
Excedente de Reativos e Ultrapassagem de Demanda (11) (12) (10)
Baixa parte da PCLD (32) - -
Outros (17) 35 9
Imposto de Renda e Contribuição Social – Receita (Despesa) Efetiva (893) (1.342) (950)
Alíquota Efetiva 26,56% 29,96% 23,43%
Imposto Corrente (881) (1.259) (994)
Imposto Diferido (12) (83) 44 Lei nº 12.973/14 A Medida Provisória nº 627/13, convertida na Lei nº 12.973/14, estabeleceu o fim do Regime Tributário de Transição (RTT) para todos os contribuintes, a partir de 2015, e a adequação da legislação tributária às Normas Contábeis Internacionais, inseridas na legislação societária por meio da Lei nº 11.638/07. A Lei nº 12.973/14 facultou aos contribuintes a opção, irretratável, de antecipação de seus efeitos para 1º de janeiro de 2014, que foi manifestada definitivamente em fevereiro de 2015, nos termos das instruções normativas emitidas pela Receita Federal do Brasil (RFB). A Companhia optou por não antecipar as regras tributárias estabelecidas por esta Lei.
Incentivos Fiscais - Sudene
A Receita Federal do Brasil reconheceu o direito à redução de 75% do Imposto de Renda, inclusive do adicional, calculado com base no lucro da exploração na região da Sudene pelo prazo de 10 anos, a partir de 2014. O valor do incentivo registrado foi de R$21 em 2015 e R$25 em 2014.
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11. DEPÓSITOS VINCULADOS A LITÍGIOS
Os Depósitos Vinculados a Litígios referem-se, principalmente, a contingências trabalhistas e a obrigações fiscais. Os principais Depósitos Vinculados a Litígio, relativos às obrigações fiscais, referem-se ao PASEP/COFINS – referente à exclusão do ICMS da base de cálculo do PASEP e COFINS.
2015 2014 Trabalhista 367 300 Fiscais Imposto de Renda sob JCP 18 15 PASEP/COFINS (1) 884 729 Créditos de ICMS sobre ativo Imobilizado 36 - ITCD 43 34 IPTU 84 62 FINSOCIAL 30 23 Outros 17 65
1.112 928
Outros Atualização monetária AFAC - Governo do Estado de Minas Gerais (2)
239 240
Regulatório 57 37 Responsabilidade Civil 10 9 Relações de Consumo 4 4 Bloqueio Judicial 12 10 Outros 12 7 334 307 1.813 1.535
(1) Os saldos de depósitos judiciais. relativos à PASEP/COFINS. referente à exclusão do ICMS da base de cálculo do PASEP/COFINS. possuem
provisão correspondente na rubrica de Impostos. Taxas e Contribuições. Vide detalhes na Nota Explicativa nº 18; (2) Depósito administrativo para buscar a suspensão da exigibilidade do crédito cobrado pelo Governo do Estado de Minas Gerais relativo à
diferença na atualização monetária de Adiantamento para Futuro Aumento de Capital. Vide mais detalhes na Nota Explicativa nº 22.
12. REPASSES DE RECURSOS DA CONTA DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO (CDE)
Reembolso de subsídios tarifários Os subsídios incidentes nas tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica são reembolsados através dos repasses de recursos da CDE.
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Em 2015, o montante apropriado como receitas de subsídios foi de R$801 (R$579 em 2014 e R$488 em 2013). Dos valores provisionados, a Companhia tem a receber R$72 (R$345 em 2014), reconhecidos no ativo circulante.
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Reembolso de custos com energia comprada com repasses da Conta-ACR Em função do baixo nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas e, consequentemente, do aumento do preço da energia, com impacto relevante no custo com energia comprada pelas distribuidoras de energia elétrica do País, o Governo Federal definiu o repasse de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para cobrir, principalmente, os custos decorrentes do despacho das usinas termelétricas e da exposição involuntária das distribuidoras ao mercado atacadista de energia. O decreto definiu que caberia à CCEE contratar as operações de crédito destinadas à cobertura prevista no parágrafo anterior e gerir a Conta-ACR, assegurando o repasse dos custos incorridos nas operações à CDE. Estes repasses, referentes às competências de novembro e dezembro de 2014, foram recebidos em março de 2015 e reconhecidos como uma realização parcial do Ativo Financeiro – CVA, no montante de R$404. Repasses da Conta Centralizadora de Recursos de Bandeiras Tarifárias (“CCRBT” ou “Conta Bandeira”) Em 05 de fevereiro de 2015 foi criada a Conta Bandeira, destinada a administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias aos consumidores cativos das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), recolhidos em nome da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) diretamente à Conta Bandeira. Os recursos são repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) aos agentes de distribuição, considerando a diferença entre os valores realizados dos custos de geração por fonte termelétrica e da exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo e a cobertura tarifária vigente. Em 2015, os repasses da Conta Bandeira totalizaram R$1.124 e foram reconhecidos como uma realização parcial do Ativo Financeiro – CVA.
13. ATIVOS FINANCEIROS DA CONCESSÃO
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2015 2014
Ativos Relacionados à Infraestrutura (a) Concessões de Distribuição 137 5.944 Concessões de Transmissão 401 277 Indenização a Receber - transmissão 1.054 953 Indenizações a Receber - geração 546 - Ativos de Geração - Ativos Remunerados por Tarifa 46 42
2.184 7.216 Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” CVA e Outros Componentes Financeiros (b) 1.350
1.107
Total
3.534
8.323
Ativo Circulante 874 848 Ativo Não Circulante 2.660 7.475 a) Ativos Relacionados à Infraestrutura Os contratos de distribuição, transmissão e gás da Companhia e suas controladas estão dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica IFRIC 12, que trata de contabilidade de concessões, e referem-se à infraestrutura investida que será objeto de indenização do Poder Concedente, durante o período e ao final das concessões, conforme previsto no marco regulatório dos segmentos e nos contratos de concessão assinados entre a Cemig e suas controladas e os respectivos poderes concedentes. A parcela dos ativos da concessão que será integralmente amortizada durante a concessão é registrada como um ativo intangível e amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão. A parcela do valor dos ativos que não estará integralmente amortizada até o final da concessão é registrada como um ativo financeiro, por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente. Ativos de Transmissão Os contratos de concessão de transmissão da Companhia estão dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica IFRC 12, que trata de contabilidade de concessões, e referem-se à infraestrutura investida que será objeto de indenização pelo Poder Concedente, durante o período e ao final das concessões, conforme previsto no marco regulatório do setor elétrico e no contrato de concessão. A Resolução Normativa ANEEL nº 589, de 10 de dezembro de 2013, definiu os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR) das instalações de transmissão, para fins de indenização.
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O Laudo de avaliação entregue à ANEEL em 31 de julho de 2014 representava uma indenização à Companhia no valor de R$1.169, na data base de 31 de dezembro de 2012. Em 23 de fevereiro de 2015, a ANEEL enviou à Companhia o Relatório da Fiscalização com a revisão preliminar do Laudo enviado pela Companhia, que correspondeu ao valor de R$1.157, dos quais R$285 foram recebidos no 1º trimestre de 2013, restando um saldo de R$872, que atualizado pelo IGP-M até 31 de dezembro de 2015, corresponde ao valor de R$1.054. Ainda não estão definidos pelo Poder Concedente o prazo e a forma para pagamento do valor remanescente da indenização.
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Ativos de Distribuição Em 21 de dezembro de 2015, foi assinado o Quinto Termo Aditivo aos Contratos de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, prorrogando as Concessões por mais 30 anos, de 1º de janeiro de 2016 até 31 de dezembro de 2045. Desta forma, para definição do Ativo Financeiro, foi utilizada como referência o novo Termo Aditivo assinado, com a transferência para o Ativo Intangível da parcela do Ativo Financeiro que será utilizada durante a vigência do novo prazo de concessão. Ativos de Geração
Em julho de 2015, ocorreu o término do Contrato de Concessão nº 007/97 para as usinas descritas na tabela abaixo. A partir do término da concessão, os ativos ainda não depreciados referentes a essas usinas deverão ser devolvidos ao Poder Concedente e indenizados à Companhia, conforme previsto no contrato de concessão mencionado. Os saldos contábeis correspondentes a esses ativos, incluindo o Custo Atribuído (“Deemed Cost”), foram transferidos do Imobilizado para o Ativo Financeiro na data do término da concessão, julho de 2015, e montam R$546.
Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL 615/2014, os laudos de indenização dos ativos a serem indenizáveis foram entregues à ANEEL em dezembro de 2015. A administração entende, com base nas discussões e avaliações em curso, que não há indicativo que os valores indenizáveis pelo Poder Concedente serão inferiores aos reconhecidos nas suas Demonstrações Financeiras em 31 de Dezembro de 2015. Do término do contrato de concessão e até 04 de janeiro de 2016 , as usinas passaram a ser operadas pela Companhia em regime de cotas, com remuneração por tarifa apenas para cobrir custos de operação e manutenção dos ativos. A partir de 05 de janeiro de 2016, com a assinatura dos respectivos Contratos de Concessão, os ativos passaram a ser operados em conformidade aos termos do Leilão vencido pela Cemig GT em 25 de novembro de 2015, conforme maiores detalhes na Nota Explicativa nº 4.
Central Geradora Data de vencimento das concessões
Capacidade instalada (MW)
Saldo líquido dos ativos com base no Custo Histórico em
31/12/2015
Saldo líquido dos ativos com base no Custo Atribuído em
31/12/2015 UHE Três Marias jul/15 396,00 70 414 UHE Salto Grande jul/15 102,00 11 39 UHE Itutinga jul/15 52,00 4 7 UHE Camargos jul/15 46,00 8 23 PCH Piau jul/15 18,01 2 9 PCH Gafanhoto jul/15 14,00 1 10 PCH Peti jul/15 9,40 1 8 PCH Tronqueiras jul/15 8,50 2 12 PCH Joasal jul/15 8,40 1 8 PCH Martins jul/15 7,70 2 4 PCH Cajuru jul/15 7,20 4 4 PCH Paciência jul/15 4,08 1 4 PCH Marmelos jul/15 4,00 1 4
677,29 108 546
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A movimentação dos ativos financeiros da concessão relacionados à infraestrutura é como segue: Transmissão Geração Distribuição Gasmig Consolidado
Saldo em 31 de dezembro de 2012 1.006 - 4.758 - 5.764
Adição 91 - - - 91
Baixas (1) - (18) - (19)
Reversão de Provisão 24 - - - 24
Transferências (52) - 319 - 267
Recebimentos (289) - - - (289)
Atualização Financeira - - 5 - 5
Saldo em 31 de dezembro de 2013 779 - 5.064 - 5.843
Adição 80 - - - 80
Baixas - - (22) - (22) Receita reconhecida referente ajuste no valor da indenização de transmissão 420 - - - 420
Ativo Adquirido em Combinação de Negócios - - - 656 656
Transferências (1) - 844 (656) 187
Recebimentos (6) - - - (6)
Atualização Financeira - - 58 - 58
Saldo em 31 de dezembro de 2014 1.272 - 5.944 - 7.216
Adição 146 - - - 146
Baixas (6) - (60) - (66) Transferência Financeiro - Intangível pela Renovação das Concessões - - (7.162) - (7.162)
Transferências (2) - 808 - 806
Geração - Indenização a receber - 546 - - 546
Recebimentos (10) - - - (10)
Atualização Financeira 101 - 607 - 708
Saldo em 31 de dezembro de 2015 1.501 546 137 - 2.184
b) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” (CVA) e
Outros Componentes Financeiros O Termo Aditivo que prorrogou o prazo de concessão da Cemig D garante que, no caso de extinção da concessão, por qualquer motivo, os saldos remanescentes (ativos e passivos) de eventual insuficiência de recolhimento ou ressarcimento pela tarifa também devam ser considerados pelo poder concedente para fins de indenização. Os saldos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA), da Neutralidade dos Encargos Setoriais e outros componentes financeiros referem-se às variações positivas e negativas entre a estimativa de custos não gerenciáveis da Companhia e os pagamentos efetivamente ocorridos. As variações apuradas são atualizadas monetariamente com base na taxa SELIC e compensadas nos reajustes tarifários subsequentes. Os saldos desses ativos e passivos financeiros, em 31 de dezembro de 2015, são conforme segue:
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Saldos em 31/12/2015
Circulante Não Circulante Total do Ativo Líquido
Apresentado no Balanço
Patrimonial
Ativo Passivo Ativo Passivo
Itens da “Parcela A”
Quota de Recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
249 - 88 - 337
Tarifa de Uso das Instalações de Transmissão dos Integrantes da Rede Básica
42 - 3 - 45
Tarifa de Transporte de Energia Elétrica Proveniente de Itaipu
8 - 3 - 11
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA
5 (1) 2 - 6
Encargo de Serviço do Sistema - ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER
- (255) - (53) (308)
Energia comprada para Revenda 2.021 (739) 572 (204) 1.650
Outros Componentes Financeiros
Sobrecontratação de Energia - (408) - (122) (530)
Neutralidade da Parcela A 88 (2) 31 - 117 Outros Itens Financeiros (1) 11 (1) 170 - 180 Bandeiras Tarifárias (2) - (158) - - (158)
TOTAL 2.424 (1.564) 869 (379) 1.350
1) Em novembro de 2015, a Aneel definiu as novas tarifas da CDE em cumprimento à decisão liminar do processo judicial que suspendeu parte do pagamento do encargo da CDE pelos membros da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace). Essa suspenção refletiu na redução da receita da Cemig D, sendo que a parcela desonerada dos associados será rateada entre os demais consumidores no próximo ciclo tarifário. (2) Faturamento de Bandeiras Tarifárias ainda não homologado pela ANEEL.
Saldos em 31/12/2014
Circulante Não Circulante Total do Ativo Líquido
Apresentado no Balanço
Patrimonial
Ativo Passivo Ativo Passivo
Itens da “Parcela A”
Quota de Recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
9 - 3 - 12
Tarifa de Uso das Instalações de Transmissão dos Integrantes da Rede Básica
74 (1) 21 - 94
Tarifa de Transporte de Energia Elétrica Proveniente de Itaipu
2 - 1 - 3
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA
2 (1) - - 1
Encargo de Serviço do Sistema - ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER
3 (233) - (77) (307)
Energia comprada para Revenda 1.628 (820) 436 (175) 1.069
Outros Componentes Financeiros
Sobrecontratação de Energia 156 - 55 - 211
Neutralidade da Parcela A - (10) - (1) (11) Outros Itens Financeiros 35 (1) 1 - 35
TOTAL 1.909 (1.066) 517 (253) 1.107
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BALANÇO PATRIMONIAL Valores homologados pela ANEEL no último
reajuste tarifário
Valores a serem homologados pela
ANEEL nos próximos reajustes tarifários
31/12/2015 31/12/2014
Ativo 530 2.763 3.293 2.426 Passivo (376) (1.567) (1.943) (1.319)
154 1.196 1.350 1.107
A movimentação dos saldos de ativos e passivos financeiros em 2014 e 2015 é conforme segue: Saldo em 31 de dezembro de 2013 - Constituição 1.107
Saldo em 31 de dezembro de 2014 1.107
(+) Constituição 2.285 (-) Amortização (581) (-) Repasse de recursos da Conta ACR e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT (mais detalhes na Nota Explicativa nº 12)
(1.529)
(+) Atualização Selic 68
Saldo em 31 de dezembro de 2015 1.350
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14. INVESTIMENTOS
O quadro abaixo apresenta um sumário das informações financeiras em empresas controladas, coligadas e empreendimentos controlados em conjunto. As informações apresentadas abaixo foram ajustadas pelo percentual de participação mantido pela Companhia.
2015 2014
Cemig Geração e Transmissão Hidrelétrica Cachoeirão 42 34 Guanhães Energia 19 69 Hidrelétrica Pipoca 27 28 Retiro Baixo 148 150 Aliança Norte 354 - Madeira Energia (usina de Santo Antônio) 676 674 FIP Melbourne (usina de Santo Antônio) 703 708 Lightger 37 38 Baguari Energia 187 193 Renova 1.527 1.538 Aliança Geração 1.327 3 Central Eólica Praias de Parajuru 63 62 Central Eólica Volta do Rio 85 84 Central Eólica Praias de Morgado 62 62 Amazônia Energia 495 395
Light 1.188 1.198 TAESA 2.242 2.188 Epícares Empreendimentos e Participações Ltda - 92 Companhia Transleste de Transmissão 18 14 Companhia Transudeste de Transmissão 18 13 Companhia Transirapé de Transmissão 19 13 Transchile 108 67 Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 18 22 Axxiom Soluções Tecnológicas 24 23 Parati 358 372
9.745 8.040
328
A movimentação dos Investimentos, em empresas controladas e controladas em conjunto, é a seguinte:
31/12/2014 Equivalência Patrimonial (Resultado)
Equivalência Patrimonial
(Outros Resultados
Abrangentes)
Dividendos Aporte Outros 31/12/2015
Companhia Transleste de Transmissão 14 8 - (4) - - 18 Companhia Transudeste de Transmissão 13 5 - - - - 18 Companhia Transirapé de Transmissão 13 6 - - - - 19 Transchile 67 5 36 - - - 108 Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 22 2 - (6) - - 18 Light 1.198 (11) 2 (1) - - 1.188 Axxiom Soluções Tecnológicas 23 1 - - - - 24 Hidrelétrica Cachoeirão 34 8 - - - - 42 Guanhães Energia 69 (49) - (1) - - 19 Hidrelétrica Pipoca 28 2 - (3) - - 27 Madeira Energia (usina de Santo Antônio) 674 2 - - - - 676 FIP Melbourne (usina de Santo Antônio) 708 (5) - - - - 703 Lightger 38 (1) - - - - 37 Baguari Energia 193 12 - (18) - - 187 Central Eólica Praias de Parajuru 62 2 - (1) - - 63 Central Eólica Volta do Rio 84 2 - (1) - - 85 Central Eólica Praias de Morgado 62 - - - - - 62 Amazônia Energia 395 (19) - (1) 120 - 495 Ativas Data Center - (28) - - - 28 - Epícares Empreendimentos 92 1 - 1 - (94) - Parati 372 3 - (17) - - 358 Taesa 2.188 383 - (329) - - 2.242 Renova 1.538 (25) 15 (1) - - 1.527 Aliança Geração 3 107 - (93) 581 729 1.327 Aliança Norte - (13) - - 367 - 354 Retiro Baixo 150 (5) - - 3 - 148 8.040 393 53 (475) 1.071 663 9.745
329
31/12/2013 Equivalência Patrimonial (Resultado)
Equivalência Patrimonial
(Outros Resultados
Abrangentes)
Dividendos Aportes /
Aquisições Outros
31/12/2014
Gasmig (*) 577 47 - (55) - (569) - Companhia Transleste de Transmissão 29 2 - (17) - - 14 Companhia Transudeste de Transmissão 14 1 - (2) - - 13 Companhia Transirapé de Transmissão 14 - - (1) - - 13 Transchile 55 2 10 - - - 67 Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 18 5 - (1) - - 22 Light 1.190 150 (6) (136) - - 1.198 Axxiom Soluções Tecnológicas 8 (1) - - 16 - 23 Hidrelétrica Cachoeirão 34 8 - (8) - - 34 Guanhães Energia 69 - - - - - 69 Hidrelétrica Pipoca 24 5 - (1) - - 28 Madeira Energia (usina de Santo Antônio) 643 (398) - - 429 - 674 FIP Melbourne (usina de Santo Antônio) - 10 - - 698 - 708 Lightger 39 - - (1) - - 38 Baguari Energia 199 8 - (14) - - 193 Central Eólica Praias de Parajuru 61 2 - (1) - - 62 Central Eólica Volta do Rio 78 6 - - - - 84 Central Eólica Praias de Morgado 61 2 - (1) - - 62 Amazônia Energia 311 (17) - - 101 - 395 Ativas Data Center 4 (26) - - - 22 - Epícares Empreendimentos 103 3 - (14) - - 92 Parati 380 41 (1) (48) - - 372 Taesa 2.250 376 - (438) - - 2.188 Renova - (12) - - 1.550 - 1.538 Aliança - - - - 3 - 3 Retiro Baixo - (4) - - 154 - 150 6.161 210 3 (738) 2.951 (547) 8.040
(*) A Gasmig passou a ser consolidada a partir de outubro de 2014, desta forma, o valor do investimento de R$569 foi eliminado.
Aquisição de Participações No processo de alocação do preço de aquisição de investimentos, foram identificados ativos intangíveis referentes aos direitos de exploração de atividades reguladas, estando estes ativos suportados por laudos de avaliação econômico-financeira. Esses valores, ajustados por efeitos tributários, serão amortizados pelo prazo remanescente das concessões e autorizações, pelo método linear, vinculadas à exploração dos empreendimentos. As principais informações, sobre as controladas e controladas em conjunto, estão apresentadas abaixo, sendo que não foram ajustadas pelo percentual de participação mantido pela Companhia.
330
Sociedades Quantidade
de Ações
31/12/2015 31/12/2014
Participação Cemig (%)
Capital Social
Patrimônio Líquido
Participação Cemig (%)
Capital Social
Patrimônio Líquido
Cemig Geração e Transmissão 2.896.785.358 100,00 1.838 4.684 100,00 1.700 3.487
Cemig Distribuição 2.359.113.452 100,00 2.362 2.696 100,00 2.262 2.482
Light 203.934.060 26,06 2.226 4.558 26,06 2.226 4.602
Cemig Telecom 381.023.385 100,00 225 169 100,00 225 225
Rosal Energia 46.944.467 100,00 47 122 100,00 47 121
Sá Carvalho 361.200.000 100,00 37 103 100,00 37 107
Gasmig 409.255.483 99,57 665 1.408 99,57 665 1.437
Horizontes Energia 64.257.563 100,00 64 71 100,00 64 70
Usina Térmica Ipatinga 174.281 100,00 - 4 100,00 14 24
Cemig PCH 30.952.000 100,00 36 85 100,00 31 67
Cemig Capim Branco Energia 87.579.000 100,00 - - 100,00 88 130
Companhia Transleste de Transmissão 49.569.000 25,00 50 73 25,00 50 54
UTE Barreiro 30.902.000 100,00 31 30 100,00 31 29
Companhia Transudeste de Transmissão 30.000.000 24,00 30 73 24,00 30 53
Empresa de Comercialização de Energia Elétrica 486.000 100,00 - 9 100,00 - 9
Companhia Transirapé de Transmissão 22.340.490 24,50 22 79 24,50 22 56
Transchile 56.407.271 49,00 237 221 49,00 161 135
Efficientia 6.051.944 100,00 6 6 100,00 6 5
Cemig Comercializadora de Energia Incentivada 5.000.000 100,00 5 6 100,00 5 5 Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 28.000.000 51,00 28 34 51,00 28 41
Cemig Trading 160.297 100,00 - 30 100,00 - 31
Axxiom Soluções Tecnológicas 17.200.000 49,00 47 49 49,00 17 48
Parati 1.432.910.602 25,00 1.433 1.431 25,00 1.433 1.481
TAESA 1.033.496.721 43,36 3.042 5.171 43,36 3.042 5.045
Em 31 de dezembro de 2015, o passivo circulante de algumas controladas indireta em conjunto estavam superior ao ativo circulante, conforme segue: Guanhães Energia: Isso ocorreu principalmente em função de atrasos de parte das captações junto ao BNDES para a construção dos empreendimentos. A Administração da Guanhães Energia vem conduzindo ações com o objetivo de concluir as liberações dos financiamentos de longo prazo junto ao BNDES e alongamento das demais dívidas.
Light: A redução no capital circulante durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2015 ocorreu principalmente em função de: (i) investimentos significativos na rede de distribuição e em combate a perdas, (ii) volume de captações de empréstimos de curto prazo e (iii) atraso na liberação dos recursos oriundos de linhas de financiamento junto ao BNDES. A Light espera melhora na geração operacional de caixa durante o exercício a findar em 31 de dezembro de 2016 em função dos ajustes tarifários obtidos durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, conjuntamente com a redução esperada de investimentos em 2016 e com a melhora no cenário hidrológico. Adicionalmente, a Light vem negociando a renovação dos empréstimos e financiamentos de curto prazo e alongamento do seu perfil de dívida. A Administração da Light entende que o sucesso nessas etapas reverterá o cenário atual de capital circulante líquido negativo. Cabe destacar, também, que a Light apresentou fluxo de caixa operacional positivo consolidado nas suas operações de R$979 em 2015, R$585 em 2014 e R$1.419 em 2013.
331
Madeira Energia: O excesso de passivos circulantes sobre ativos circulantes no montante de R$543 decorre, principalmente, da conta “Fornecedores”, “Empréstimos e financiamentos” e Provisão para contingências. Para equalização da situação do capital circulante negativo, a Madeira Energia conta com linha de crédito suplementar com perfil de longo prazo pré-aprovada no montante de R$ 129, com geração operacional de caixa e, se necessário, conta com aportes de recursos a serem efetuados pelos acionistas. Retiro Baixo Energia: Isso ocorreu principalmente em função do reconhecimento no passivo circulante da parcela do financiamento do BNDES obtido para investimentos no imobilizado da RBE. Excesso de Passivo Circulante sobre Ativo Circulante da Renova Energia em 30 de setembro de 2016 Em 30 de setembro de 2016, a Renova Energia apresentou excesso de passivo circulante sobre ativo circulante no montante de R$1.451, sendo que ainda tem apresentado prejuízos operacionais e geração negativa de caixa. Os principais motivos para esse cenário são: i) operações de compra de energia para honrar os compromissos relacionados ao atraso da entrada em operação dos parques eólicos; ii) investimentos relevantes que estão sendo alocados na construção dos parques do Alto Sertão III e iii) atraso na liberação do financiamento de longo prazo junto ao BNDES. A Administração da Renova Energia vem executando diversas ações com o objetivo de reequilibrar sua estrutura de liquidez e de geração de caixa. Entre estas ações, estão a redução da estrutura administrativa e operacional, com redução dos custos administrativos, contratação de financiamento de longo prazo junto ao BNDES, de R$930, adiamento de determinados projetos para equalização do fluxo de caixa, além do empenho dos acionistas no suporte financeiro que garanta a sua liquidez.
A Administração da Cemig não espera perdas no investimento da Renova.
332
Os saldos integrais das controladas em conjunto, em 2015, 2014 e 2013, são como segue:
2015 Parati Transleste Transirapé Centroeste Transudeste Transchile Light Taesa Axxiom Aliança Norte
Cachoeirão
Ativo
Circulante 59 47 34 58 32 39 3.976 2.082 74 1 28
Caixa e Equivalentes de caixa 46 8 6 16 6 36 447 132 7 1 23
Não Circulante 1.408 128 114 1 81 299 11.818 7.574 14 726 89
Total do Ativo 1.467 175 148 59 113 338 15.794 9.656 88 727 117
Passivo
Circulante 36 18 20 4 17 21 4.399 1.008 34 - 10
Fornecedores - - - - - - 1.450 34 2 - 2
Empréstimos e financiamentos - Circulante - 6 3 2 - 10 1.629 628 5 -
Não circulante - 84 49 21 23 96 6.838 3.477 5 4 24
Patrimônio Líquido 1.431 73 79 34 73 221 4.557 5.171 49 723 83
Total do Passivo 1.467 175 148 59 113 338 15.794 9.656 88 727 117
Demonstração do Resultado
Receita Líquida de Vendas - 33 34 14 22 28 1.222 1.973 66 - 30
Custo das Vendas - (4) (13) (4) (2) (10) (460) (287) (59) - (14)
Depreciação e Amortização - - - (1) - (9) (412) (15) (1) - (3)
Lucro Bruto - 29 21 10 20 18 762 1.686 7 - 16
Despesas Gerais e Administrativas - - - - - - (91) - (6) - -
Resultado Financeiro Líquido 11 (9) (5) (3) (5) (6) (672) (562) - (27) (1)
Receitas Financeiras
48 2 1 2 1 - 1.371 769 1 - 2
Despesas Financeiras (37) (11) (6) (5) (6) (6) (2.043) (1.331) (1) (27) (3)
Resultado Operacional 11 20 16 7 15 12 (1) 1.124 1 (27) 15
Imposto de Renda e Contribuição Social - (2) (1) (1) (1) - (40) (241) - - (2)
Resultado Líquido do Exercício 11 18 15 6 14 12 (41) 883 1 (27) 13
Resultado Abrangente do Exercício
Resultado Líquido do Exercício 11 18 15 6 14 3 (41) 883 1 (27) 13
Ganho/perdas atuariais 1 - - - - - 8 - - - -
Resultado Abrangente do Exercício 12 18 15 6 14 3 (33) 883 1 (27) 13
333
2015 Baguari Energia
Guanhães Energia
Madeira Energia
Pipoca Retiro Baixo
Renova Eólica de Parajuru
Eólica de Morgado
Eólica de Volta do
Rio Lightger
Amazônia Energia
Aliança Geração
Ativo
Circulante 72 2 1.608 13 10 551 21 31 46 23 - 243
Caixa e Equivalentes de caixa 9 1 300 - 1 66 12 12 20 14 - 70
Não Circulante 220 248 23.754 101 443 8.425 192 209 290 161 666 3.093
Total do Ativo 292 250 25.362 114 453 8.976 213 240 336 184 666 3.336
Passivo
Circulante 16 212 2.151 10 25 1.497 18 28 36 14 - 113
Fornecedores 6 - 384 - 6 570 - - 1 4 - 36
Não circulante 6 - 15.569 50 132 1.898 66 85 126 94 - 274
Patrimônio Líquido 270 38 7.642 54 296 5.581 129 127 174 76 666 2.949
Total do Passivo 292 250 25.362 114 453 8.976 213 240 336 184 666 3.336
Demonstração do Resultado
Receita Líquida de Vendas
59 - 2.605 22 53 458 31 34 47 32 - 797
Custo das Vendas (46) - (1.103) (11) (40) (5) (16) (18) (28) (25) - (442)
Depreciação e Amortização
(9) - (471) (3) (9) (4) (10) (10) (17) (10) - (69)
Lucro Bruto 13 - 1.502 11 13 453 15 16 19 7 - 355
Despesas Gerais e Administrativas - (86) (816) (2) (11) - (5) (6) (2) (1) (2) (69)
Resultado Financeiro Líquido 9 (14) (967) (3) (13) (355) (5) (8) (11) (7) (23) (18)
Receitas Financeiras
10 - 950 2 1 41 2 2 3 2 - 9
Despesas Financeiras (1) (14) (1.917) (5) (14) (396) (7) (10) (14) (9) (23) (27)
Resultado Operacional 22 (100) (281) 6 (11) 98 5 2 6 (1) (25) 268
Imposto de Renda e Contribuição Social (5) - 266 (1) 1 (191) (1) (1) (2) (2) - (30)
Resultado Líquido do Exercício 17 (100) (15) 5 (10) (93) 4 1 4 (3) (25) 238
Resultado Abrangente do Exercício
Resultado Líquido do Exercício 17 (100) (15) 5 (10) (93) 4 1 4 (3) (25) 238
Ganho na conversão de demonstrações financeiras - - - - - 54 - - - - - -
Resultado Abrangente do Exercício 17 (100) (15) 5 (10) (39) 4 1 4 (3) (25) 238
334
2014 Parati Transleste Transirapé Centroeste Transudeste Transchile Light Taesa Axxiom Ativas Epícares
Ativo Circulante 125 47 35 67 30 24 2.466 2.292 70 40 31 Caixa e Equivalentes de caixa 42 7 7 19 4 22 506 329 9 16 14 Não Circulante 1.390 121 101 - 80 208 12.141 7.197 13 71 157 Total do Ativo 1.515 168 136 67 110 232 14.607 9.489 83 111 188
Passivo Circulante 34 6 16 8 12 15 2.963 940 26 59 1 Fornecedores - - 3 - - - 1.945 53 2 5 - Empréstimos e financiamentos - Circulante - - - - - - 580 723 - - - Não circulante - 108 64 18 45 82 7.042 3.504 9 79 2 Patrimônio Líquido 1.481 54 56 41 53 135 4.602 5.045 48 (27) 185 Total do Passivo 1.515 168 136 67 110 232 14.607 9.489 83 111 188
Demonstração do Resultado Receita Líquida de Vendas - 30 52 14 20 20 9.223 1.924 57 26 41 Custo das Vendas
- (4) (34) (4) (2) (13)
(7.798) (295) (54) (29) (15) Depreciação e Amortização - - - - - (5) (415) (3) 1 7 8 Lucro Bruto - 26 18 10 18 7 1.425 1.629 3 (3) 26 Despesas Gerais e Administrativas (6) - - - - - (163) (29) - (10) (12) Resultado Financeiro Líquido 143 (5) (4) - (5) (3) (325) (469) (1) (14) 1
Receitas Financeiras
143 1 1 2 1 - 577 276 1 2 1 Despesas Financeiras - (6) (5) (2) (6) (3) (902) (745) (2) (16) - Resultado Operacional 137 21 14 10 13 4 937 1.131 2 (27) 15 Imposto de Renda e Contribuição Social (2) (13) (12) (1) (9) (1) (273) (239) - - (2) Resultado Líquido do Exercício 135 8 2 9 4 3 664 892 2 (27) 13
Resultado Abrangente do Exercício Resultado Líquido do Exercício 135 8 2 9 5 3 664 892 2 (27) 13 Ganho na conversão de demonstrações financeiras - - - - - 19 - - - - - Ganho/perdas atuariais - - - - - - (17) - - - - Resultado Abrangente do Exercício 135 8 2 9 5 22 647 892 2 (27) 13
335
2014 Cachoeirão Baguari Energia
Guanhães Energia
Madeira Energia
Pipoca Retiro Baixo
Renova Eólica de Parajuru
Eólica de Morgado
Eólica de
Volta do Rio
Lightger Amazônia
Energia
Ativo Circulante 23 96 34 1.477 19 12 847 15 27 41 21 - Caixa e Equivalentes de caixa 19 15 27 241 13 3 596 4 4 4 16 - Não Circulante 91 228 511 22.151 104 453 8.402 204 223 304 170 529 Total do Ativo 114 324 545 23.628 123 465 9.249 219 250 345 191 529
Passivo Circulante 14 39 407 1.961 7 20 656 17 22 26 10 - Fornecedores 2 9 1 1.282 - - 130 2 2 2 1 - Empréstimos e financiamentos - Circulante - - - 406 - - - - - - - - Não circulante 30 6 - 13.885 57 145 2.973 75 101 148 102 - Patrimônio Líquido 70 279 138 7.782 59 300 5.620 127 127 171 79 529 Total do Passivo 114 324 545 23.628 123 465 9.249 219 250 345 191 529
Demonstração do Resultado Receita Líquida de Vendas 30 56 - 1.858 25 55 163 27 35 55 32 - Custo das Vendas (10) (46) - (3.194) (9) (35) (111) (13) (16) (25) (24) - Depreciação e Amortização (3) (9) - (296) (3) (3) (31) (9) (10) (17) (11) - Lucro Bruto 20 10 - (1.336) 16 20 52 14 19 30 8 - Despesas Gerais e Administrativas (1) - - (202) (1) (4) (14) (1) (1) (3) - (23) Resultado Financeiro Líquido (1) 8 - (602) (3) (12) (45) (5) (8) (11) (6) -
Receitas Financeiras
2 9 - 57 1 1 24 1 1 1 2 - Despesas Financeiras (3) (1) - (659) (4) (13) (69) (6) (9) (12) (8) - Resultado Operacional
18
18 -
(2.140)
12
4
(7)
8
10
16
2
(23)
Imposto de Renda e Contribuição Social (2) (6) - 5 (1) (2) (6) (1) (1) (1) (2) - Resultado Líquido do Exercício 16 12 - 2.135 11 2 (13) 7 9 15 - (23)
Resultado Abrangente do Exercício Resultado Líquido do Exercício 16 12 - 2.135 11 2 (13) 7 9 15 - (23) Resultado Abrangente do Exercício 16 12 - 2.135 11 2 (13) 7 9 15 - (23)
336
2013 Parati Transleste Transirapé Centroeste Transudeste Transchile Light Taesa Axxiom Ativas Epícares Ativo Circulante 100 41 30 61 27 18 3.632 1.680 34 94 31 Caixa e Equivalentes de caixa 99 5 9 14 4 16 546 121 10 25 27 Não Circulante 1.417 125 73 - 81 189 9.516 7.538 8 124 186 Total do Ativo 1.517 166 103 61 108 207 13.148 9.218 42 218 217
Passivo Circulante - 9 4 6 4 18 3.312 830 15 73 1 Fornecedores - - - - - 1 907 52 1 16 1 Empréstimos e financiamentos - Circulante - - - - - - 642 661 - - - Não circulante - 41 41 20 46 77 5.268 3.200 11 185 1 Patrimônio Líquido 1.517 116 58 35 58 112 4.568 5.188 16 (40) 215 Total do Passivo 1.517 166 103 61 108 207 13.148 9.218 42 218 217
Demonstração do Resultado Receita Líquida de Vendas - 33 20 12 20 17 7.765 1.254 38 63 35 Custo das Vendas - (2) (2) - (1) (2) (4.191) (257) (28) (56) (4) Depreciação e Amortização - (4) (2) - (2) (2) (391) (2) - (1) - Lucro Bruto - 31 18 12 19 15 3.574 997 10 7 31 Despesas Gerais e Administrativas Resultado Financeiro Líquido (2) (1) (1) (3) (1) (8) (2.263) - (7) (28) -
Receitas Financeiras
105 (3) (3) (1) (4) (5) (459) (229) - (19) - Despesas Financeiras 105 1 1 1 - - 365 196 1 3 - Resultado Operacional - (4) (4) (2) (4) (5) (824) (425) (1) (22) - Imposto de Renda e Contribuição Social 103 27 14 8 14 2 852 768 3 (40) 31 Resultado Líquido do Exercício (1) (1) (1) (1) (1) (1) (265) 121 (1) - (1) Demonstração do Resultado 102 26 13 7 13 1 587 889 2 (40) 30
Resultado Abrangente do Exercício Resultado Líquido do Exercício 102 26 13 7 13 1 587 889 2 (40) 30 Ganho na conversão de demonstrações financeiras - - - - - 7 - - - - - Ganho/perdas atuariais - - - - - - - - - - - Resultado Abrangente do Exercício 102 26 13 7 13 8 587 889 2 (40) 30
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2013 Cachoeirão Baguari Energia
Guanhães Energia
Madeira Energia
Pipoca Eólica de Parajuru
Eólica de Morgado
Eólica de Volta do Rio
Lightger Amazônia
Energia Gasmig
Ativo Circulante 27 70 24 701 18 10 8 30 21 - 368 Caixa e Equivalentes de caixa 21 27 23 298 14 1 2 1 18 - 49 Não Circulante 93 239 243 19.319 108 165 177 292 182 417 1.400 Total do Ativo 120 309 267 20.020 126 175 185 322 203 417 1.768
Passivo Circulante 10 18 124 1.029 12 16 18 35 11 - 298 Fornecedores 1 5 1 310 - 1 - 1 1 - 44 Empréstimos e financiamentos - Circulante - - - 235 - - - - - - 50 Não circulante 41 4 5 12.565 63 83 111 162 110 - 541 Patrimônio Líquido 69 287 138 6.426 51 76 56 125 82 417 929 Total do Passivo 120 309 267 20.020 126 175 185 322 203 417 1.768
Demonstração do Resultado Receita Líquida de Vendas 29 49 - 1.301 23 30 28 52 29 - 1.203 Custo das Vendas (7) (36) - (930) (7) (14) (14) (23) (19) - (956) Depreciação e Amortização (3) 15 - (231) (3) (10) (10) (17) - - - Lucro Bruto 22 13 - 371 16 16 14 29 10 - 247 Despesas Gerais e Administrativas - - - (100) (1) (1) (1) (3) - (1) (48) Resultado Financeiro Líquido (2) 4 - (306) (4) (7) (9) (12) (6) (4) (18)
Receitas Financeiras
1 5 - 18 1 1 - 1 2 - - Despesas Financeiras (3) (1) - (324) (5) (8) (9) (13) (8) (4) (18) Resultado Operacional 20 17 - (35) 11 8 4 14 4 (5) 181 Imposto de Renda e Contribuição Social (2) (6) - (13) (1) (1) (1) (2) (1) - (60) Resultado Líquido do Exercício 18 11 - (48) 10 7 3 12 3 (5) 121
Resultado Abrangente do Exercício Resultado Líquido do Exercício 18 11 - (48) 10 7 3 12 3 (5) 121 Resultado Abrangente do Exercício 18 11 - (48) 10 7 3 12 3 (5) 121
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Aquisição de Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas Investimento na usina de Santo Antônio através da Madeira Energia S.A. (MESA) e do FIP Melbourne A Madeira Energia S.A. (MESA) e sua controlada Santo Antônio Energia S.A. (SAESA) estão incorrendo em gastos de constituição relacionados com o desenvolvimento do projeto de construção da Usina Hidrelétrica Santo Antônio. O ativo imobilizado e intangível constituído pelos referidos gastos totalizava, em 31 de dezembro de 2015, R$22.180 (consolidado), os quais, de acordo com as projeções financeiras preparadas pela sua administração, deverão ser absorvidos por meio das receitas futuras geradas a partir do início das operações de todas as unidades geradoras da entidade. Em 31 de dezembro de 2015, o montante do ativo imobilizado proporcional à participação da Companhia nesta controlada em conjunto é de R$4.004. Durante esta fase de desenvolvimento do projeto, a controlada em conjunto MESA, tem apurado prejuízos recorrentes em suas operações. A MESA e sua controlada SAESA contam com os aportes de recursos diretos e indiretos a serem efetuados pelos seus acionistas. A garantia física de energia da UHE Santo Antônio é de 2.218 MW médios e foi atingida em setembro de 2014 com a entrada em operação comercial da 32ª unidade geradora. Em 19 de novembro de 2014, a SAAG Investimentos S.A. (SAAG) e a Cemig GT ingressaram com ação cautelar em face da MESA, solicitando concessão de liminar para que, até a apreciação do mérito pelo Tribunal Arbitral, seja suspenso o prazo para exercício, pela SAAG e pela Cemig GT, do direito de preferência para subscrição e integralização de sua parcela proporcional do aumento de capital da MESA, no valor de R$174,72 milhões, aprovado na Assembleia Geral Extraordinária de acionistas da MESA, realizada em 21 de outubro de 2014. Adicionalmente, foi solicitada suspensão de todos os efeitos das deliberações relativamente à SAAG e Cemig GT e às suas participações em MESA, inclusive no que diz respeito à diluição e às penalidades previstas no Acordo de Acionistas da MESA. O pedido liminar foi concedido no dia 21 de novembro de 2014 pela 39ª Vara Cível do Foro Central de São Paulo, sendo que a arbitragem mencionada na ação cautelar foi instaurada, de forma sigilosa, nos termos do Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado (“CAM”), tendo a MESA como parte e probabilidade de perda avaliada como possível pelos assessores jurídicos da Cemig GT e SAAG. Em setembro de 2016, devido à sentença proferida pela CAM, a probabilidade de perda foi reavaliada para remota. A Companhia possui investimento direto e indireto na Madeira Energia S.A. (que possui investimento na Santo Antônio Energia S.A.) no montante de R$1.379 em 31 de dezembro de 2015. Encontram-se em andamento investigações e outras medidas legais conduzidas pelo Ministério Público Federal que envolvem outros acionistas indiretos da Madeira Energia S.A. e determinados executivos desses outros acionistas
339
indiretos. As Demonstrações Financeiras societárias da Madeira Energia S.A. foram utilizadas para o registro da equivalência patrimonial pela Companhia, consequentemente, as Demonstrações Financeiras da Companhia não incluem quaisquer efeitos que possam advir desse assunto.
Investimento na Amazônia Energia S.A. Amazônia Energia Participações S.A. (“Amazônia Energia”) tem como objetivo participar, como acionista, do capital social da Norte Energia S.A. (“NESA”), sociedade esta titular da concessão de uso de bem público para exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu, localizada no Estado do Pará e administrar essa participação. A participação da Amazônia Energia na NESA é de 9,77% do capital. A NESA ainda dependerá de quantias significativas em custos de organização, desenvolvimento e pré-operação para conclusão da usina, os quais, de acordo com as estimativas e projeções, deverão ser absorvidos pelas receitas de operações futuras. A previsão para a última unidade geradora entrar em operação é janeiro de 2019. Em 7 de abril de 2015, a NESA obteve decisão liminar que determinou à ANEEL que, “até a análise do pleito liminar formulado no processo de origem, se abstenha de aplicar à agravante quaisquer penalidades ou sanções em decorrência da não entrada em operação da UHE Belo Monte na data estabelecida no cronograma original do projeto, incluindo aquelas previstas em Resolução Normativa da ANEEL e no Contrato de Concessão da UHE Belo Monte”. Com base nessa liminar foram suspensos todos os registros e as provisões contábeis inerentes ao cumprimento das determinações do contrato de Concessão, porém, a Aliança Norte Energia continua comprando a energia no mercado de curto prazo para evitar quaisquer penalidades futuras. Quaisquer alterações no cenário existente terão seus impactos refletidos nas Demonstrações Financeiras. Aquisição de participação na Aliança Norte Energia A Cemig GT concluiu em 31 de março de 2015 a aquisição dos 49% de participação da Aliança Norte Energia Participações S.A., detentora da participação de 9% da Norte Energia S.A. (NESA), pertencentes a Vale S.A., o que corresponde a uma participação indireta na NESA de 4,41%. O preço da aquisição foi de R$310, referente aos aportes efetuados pela Vale no capital social da NESA até a data do fechamento da operação, corrigido pelo IPCA da data de cada aporte ate 28 de fevereiro de 2015, proporcionalmente à participação societária.
340
O valor justo da participação adquirida na Aliança Norte Energia Participações S.A., é como segue: Valores
justos das participações
adquiridas (49,00%)
Ativo Caixa e equivalentes de caixa - Investimentos 250 Ativo intangível 91 Passivo Passivo circulante e não circulante - Impostos diferidos (31) Total dos ativos líquidos 310
Norte Energia (NESA) A Eletrobras - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (“Eletrobras”) e a CEMIG GT (de forma minoritária direta e indireta através da Amazônia Energia S.A. e Aliança Norte Energia Participações S.A.) detém participação de 49,98% e 11,74%, respectivamente, do capital social da Norte Energia S.A. (“NESA"). A Eletrobras contratou escritório de advocacia especializado para realizar uma investigação interna independente com o propósito de apurar eventuais irregularidades em empreendimentos em que possua participação societária, incluindo a NESA. Esse procedimento foi motivado por investigações que estavam sendo realizadas pelo Ministério Público sobre irregularidades envolvendo alguns dos empreiteiros e fornecedores em investimentos onde a Eletrobras era acionista, incluindo a NESA. Os relatórios finais da investigação interna independente incluem certos achados com impactos estimados nas demonstrações financeiras da NESA, tendo sido determinado que certos contratos com alguns empreiteiros e fornecedores do projeto UHE Belo Monte contém impactos estimados de 1% do preço do contrato, mais algumas outras estimativas de montantes fixos determinados, para incluir subornos considerados de natureza ilícita. Com base nas conclusões e resultados identificados pela investigação interna independente, a Administração da NESA avaliou as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 19 – Ativo Imobilizado e concluiu que, o montante de R$183 atribuíveis a eventual superfaturamento devido a subornos considerados de natureza ilícita, não deveriam ter sido incluídas no custo histórico de seus ativos, pois não seriam necessários para colocar os ativos na localização e condição necessária para seu funcionamento.
341
A Administração da NESA concluiu também ser impraticável identificar de forma precisa os períodos de demonstrações financeiras anteriores em que possam ter ocorrido o excesso de custos capitalizados, devido ao fato das informações disponibilizadas pela investigação interna independente não especificarem individualmente os contratos, os pagamentos e os períodos de divulgação em que possam ter ocorrido tais excessos. Ressalta-se adicionalmente que os alegados pagamentos indevidos não foram feitos pela NESA, mas por empreiteiros e fornecedores da UHE de Belo Monte, o que também impede a identificação dos valores e períodos precisos dos pagamentos. Dessa forma, a NESA aplicou o procedimento previsto no IAS-8 – Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativa e Retificação de Erro, ajustando os valores estimados de excessos de custos capitalizados, no montante de R$183, referentes a pagamentos ilegais no resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2015 devido à impraticabilidade da identificação dos ajustes por cada período anterior afetado. Como consequência do ajuste registrado pela NESA, a Cemig reconheceu, em 31 de dezembro de 2015, um ajuste no montante de R$ 23, na conta investimentos em contrapartida ao resultado com equivalência patrimonial, sendo R$21 decorrentes do ajuste feito pela Cemig GT e R$2 feito pela Light S.A., em atendimento às determinações do IAS-8 – Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativa e Retificação de Erro. Investimento no Consórcio UHE Itaocara O Consórcio UHE Itaocara, constituído por sua subsidiária integral Cemig Geração e Transmissão S.A. e por Itaocara Energia Ltda., subsidiária integral da Light S.A., com participações de 49% e 51%, respectivamente, participou do 21º Leilão de Energia Proveniente de Novos Empreendimentos de Geração (“Leilão A-5”) para contratação de energia elétrica de novos empreendimentos de geração de fontes hidrelétrica e termelétrica, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2020 e prazo de concessão de 30 anos, sagrando-se vencedor, em 30 de abril de 2015, da concessão da UHE Itaocara I. A primeira unidade geradora tem previsão para entrar em operação em maio de 2018, enquanto a previsão da última é julho de 2018. Investimento na Guanhães Energia S.A. A Guanhães Energia S.A. (“Guanhães Energia”), controlada em conjunto pela Light Energia (51%) e pela Cemig GT (49%), foi constituída com a finalidade de implantar e explorar quatro Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), situadas no estado de Minas Gerais, que totalizam 44 MW de potência instalada. Em 21 de agosto de 2015, as PCHs sagraram-se vencedoras no Leilão A-3, em que a energia foi comercializada pelo prazo de 30 anos, ao preço de R$205,50 MWh, a partir de janeiro de 2018. O projeto foi impactado por questões geológicas e ambientais, ocasionando postergação na data prevista para entrada em operação das PCHs.
342
Opções de Venda
Opção de Venda de ações da Parati A Cemig concedeu ao Fundo de Participações Redentor, que é acionista da Parati, uma opção de venda da totalidade das ações da Parati de propriedade do Fundo, exercível em maio de 2016. O preço de exercício da opção é calculado através da soma do valor dos aportes do Fundo na Parati, acrescidos das despesas de custeio do Fundo e deduzindo-se os juros sobre capital próprio e dividendos distribuídos pela Parati. Sobre o preço de exercício haverá atualização pelo CDI acrescido de remuneração financeira de 0,9% ao ano. O Fundo de Participação possui ações ordinárias e preferencias emitidas pela Light, e, atualmente, exerce o controle em conjunto com a Companhia sobre as atividades dessa companhia. Desta maneira, esta opção foi considerada instrumento derivativo que deve estar contabilizada pelo seu valor justo através dos resultados. Para fins de determinação da metodologia a ser utilizada na mensuração do valor justo da referida opção, a Companhia observou o volume das ações da Light negociadas diariamente em bolsa de valores, e o fato de que tal opção, se exercida pelo Fundo, requererá a venda para a Companhia, de uma única vez, das ações da referida empresa em uma quantidade superior às médias diárias de negociação em bolsa. Desta forma, a Companhia adotou o método de fluxo de caixa descontado para mensuração do valor justo das opções. O valor justo dessa opção foi calculado pelo montante do preço de exercício estimado na data de exercício deduzido do valor justo das ações objeto da opção de venda, também estimado na data do exercício da opção, trazidos a valor presente na data das Demonstrações Financeiras, à taxa efetiva de 7,5% ao ano (descontados os efeitos inflacionários). Com base nos estudos realizados, encontra-se registrado nas Demonstrações Financeiras consolidadas da Companhia um passivo no valor de R$1.245 referente à diferença entre o valor justo estimado para os ativos em relação ao preço de exercício. A movimentação do valor das opções nos períodos de doze meses findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, é como segue:
2015 2014
Saldo Inicial 166 - Adições 1.079 166
Saldo Final 1.245 166
343
Como análise de sensibilidade, uma das principais variáveis com efeito sobre o cálculo das opções é a taxa de desconto. A alteração de 1% na taxa de desconto representa um efeito de R$54 milhões no valor das opções.
Em 02 de setembro de 2015 a Companhia recebeu do FIP Redentor a notificação de que será exercida a Opção de Venda das ações da Parati S.A. na data de 30 de maio de 2016. Opção de Venda de Cotas do FIP Melbourne Foram assinados, entre a Cemig GT e as entidades de previdência complementar que participam da estrutura de investimentos da SAAG, (composta por FIP Melbourne, Parma Participações S.A. e FIP Malbec, em conjunto “Estrutura de Investimento”), Contratos de Outorga de Opção de Venda de Cotas das entidades que compõe a Estrutura de Investimento (“Opções de Venda”), que poderão ser exercidas, a critério das entidades de previdência complementar, no 84º mês a partir de junho de 2014. O preço de exercício das Opções de Venda será correspondente ao valor investido por cada entidade de previdência complementar na Estrutura de Investimento, atualizado pro rata temporis, pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), acrescido da taxa de 7% ao ano, deduzidos os dividendos e juros sobre capital pagos pela SAAG às entidades de previdência complementar. Uma vez que a Madeira Energia é uma companhia fechada, a Companhia adotou o método de fluxo de caixa descontado para mensuração do valor justo das opções. O valor justo dessa opção foi calculado pelo montante do preço de exercício estimado na data de exercício deduzido do valor justo das ações objeto da opção de venda, também estimado na data do exercício da opção, trazidos a valor presente na data das Demonstrações Financeiras, à taxa efetiva de 8% ao ano (descontados os efeitos inflacionários). Com base nos estudos realizados, encontra-se registrado nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia um passivo no valor de R$148, referente à diferença entre o valor justo estimado para os ativos em relação ao preço de exercício. A movimentação do valor das opções nos períodos de doze meses findos em 31 de dezembro de 2014 e 2015, é como segue:
2015 2014
Saldo Inicial 29 - Adições 119 29
Saldo Final 148 29
Como análise de sensibilidade, uma das principais variáveis com efeito sobre o cálculo das opções é a taxa de desconto. A alteração de 1% na taxa de desconto representa um efeito aproximado de R$20 milhões no valor das opções.
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Constituição da Aliança Geração de Energia
A Aliança Geração de Energia S.A. foi criada pela formalização de associação entre Cemig GT e Vale S.A. como uma plataforma de consolidação de ativos de geração detidos pelas partes em consórcios de geração e investimentos em futuros projetos de geração de energia elétrica. Em função da constitução da Aliança Geração de Energia, a Companhia transferiu para essa nova empresa os saldos referentes as suas participações nos consórcios de geração de energia elétrica, bem como as participações da controlada Capim Branco Energia S.A., conforme demonstrado a seguir:
2015 Ativo Consórcio da Hidroelétrica de Aimorés 404 Consórcio da Usina Hidroelétrica de Funil 124 Consórcio da Usina Hidroelétrica de Igarapava 37 Consórcio UHE Porto Estrela 35 600
Passivo Concessão Onerosa Porto Estrela - corrente (16) Concessão Onerosa Porto Estrela – não corrente (134) (150)
Acervo Líquido da Cemig GT 450 Acervo Líquido da Capim Branco 131 581
Em 27 de fevereiro de 2015 foi concluída a operação de associação entre a Vale S.A. (“Vale”) e Cemig GT, mediante a integralização na Aliança Geração de Energia S.A. (Aliança), das participações societárias detidas por Vale e Cemig GT nos seguintes ativos de geração de energia: Porto Estrela, Igarapava, Funil, Aimorés, Capim Branco I e Capim Branco II (oriundos da empresa Capim Branco S.A. transferidos da Cemig Holding para Cemig GT) e Candonga empreendimento somente da Vale. A Aliança passa a possuir a capacidade instalada hídrica de 1.158 MW (652 MW médios) em operação, dentre outros projetos de geração. A Cemig Capim Branco foi extinta nesta data, em decorrência da incorporação de seus saldos remanescentes de ativos e passivos pela Cemig GT. A Cemig GT reconheceu em suas Demonstrações Financeiras o ganho referente a avaliação ao valor justo do investimento na Aliança, excluindo os efeitos da avaliação ao valor justo dos ativos próprios da Companhia que foram aportados na Aliança. Com a constituição da Aliança, Vale e Cemig GT detêm, respectivamente, 55% e 45% do capital total, exercendo o controle em conjunto da Sociedade. A conclusão da transação não resultou em nenhum desembolso financeiro e foi executada com o aporte de ativos.
345
Dessa forma, segue abaixo demonstrativo dos efeitos da operação nas Demonstrações Financeiras da Companhia em 31 de dezembro de 2015: Cemig Vale Total Valor justo dos ativos aportados na Aliança 1.867 2.331 4.198 Valor contábil dos ativos aportados na Aliança 581 1.277 1.858
Participação das empresas na Aliança 45,00% 55,00% 100,00%
Participação da Cemig avaliada pelo valor justo 1.889 - - Valor contábil dos ativos contribuídos (Nota 13) (581) - -
Mais valia dos negócios aportados na Aliança (100%) 1.308 - - Parcela da mais valia não reconhecida, referente a participação detida pela Companhia (45%) (579) - - Ganho da transação registrado no resultado do exercício de 2015 (55% da mais valia) 729 - -
Aquisição de Controle a) Participação adicional na Gasmig
Em outubro de 2014, a Cemig concluiu a aquisição relativa ao contrato celebrado com a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobrás "Contrato de Compra e Venda de Ações" para aquisição dos 40% de participação da subsidiária Gaspetro na Companhia de Gás de Minas Gerais ("GASMIG"), previamente aprovado pelos Conselhos de Administração da CEMIG e da Petrobrás. O valor pago foi de R$571, resultantes dos R$600 previstos no contrato de compra e venda, atualizado pelo IGPM, descontados os dividendos pagos entre a data base e o fechamento do acordo. A aquisição foi concluída após a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e a anuência do poder concedente do Estado de Minas Gerais. A seguir estão demonstrados os valores justos da participação adquirida na GASMIG: Valores justos das participações
adquiridas Ativo Caixa e equivalentes de caixa 106 Títulos e Valores Mobiliários 105 Contas a Receber 72 Estoques 6 Outros ativos circulantes 71 Outros ativos não circulantes 304 Ativo financeiro da concessão 659 Ativo intangível 1.182 Passivo Passivos circulantes (335) Provisões (48) Impostos diferidos (311)
346
Outros passivos não circulantes (382) Participação dos minoritários (4) Total dos ativos líquidos adquiridos 1.425
Combinação de negócios realizada em estágios – efeitos adicionais Até 30 de setembro de 2014, período anterior à aquisição mencionada acima, apesar da Cemig ter 59,57% de participação no Capital da Gasmig, existia acordo de acionistas que concedia à Petrobrás direitos relevantes que representavam o compartilhamento de controle. Com a aquisição da participação de 40% no Capital da Gasmig, mencionado acima, a Cemig passou a deter o controle da Gasmig, devendo registrar em suas Demonstrações Financeiras os efeitos decorrentes dessa operação. Conforme previsto no IFRS 3 (R) (Combinação de Negócios), foi necessário que a Companhia fizesse a mensuração da sua participação anterior na Gasmig pelo valor justo, reconhecendo a diferença no resultado do exercício. Considerando que o Laudo de aquisição da participação adicional de 40% na Gasmig representa o valor justo dos ativos na data da aquisição, a Cemig fez a mensuração da sua participação original no investimento, conforme demonstrado a seguir: Valor justo da participação
original (59.57%)
Valor justo da GASMIG em 30/09/2014 1.427 Valor da participação original da Cemig avaliada pelo valor justo na data da aquisição – 59,57%
850
Valor contábil 569
Diferença – Receita registrada no resultado do exercício de 2014 na rubrica de “Combinação de negócios – aquisição em estágios de participação na Gasmig”
281
Na combinação de negócios foi reconhecido um complemento no ativo intangível da concessão no valor de R$766 e impostos diferidos passivos no valor de R$ 261, relacionado ao direito de exploração da concessão, a ser amortizado de forma linear durante o prazo de concessão, correspondente à diferença entre o valor justo da transação e o valor justo dos demais ativos e passivos existentes no balanço patrimonial da GASMIG.
347
Desta forma, os valores considerados pela Companhia para a mensuração do valor total envolvido na combinação de negócios foram os seguintes:
R$ milhões
Contraprestação transferida para aquisição dos 40% de participação
571
Valor justo da participação detida anteriormente 850
Valor justo envolvido na combinação de negócios 1.421 Conciliação do valor pago com a demonstração dos fluxos de caixa: Contraprestação transferida para aquisição dos 40% de participação
571
Saldo de caixa e equivalentes de caixa adquiridos na combinação de negócios
(106)
Valor desembolsado. líquido do caixa e equivalentes de caixa adquiridos
465
Venda de Ativos da Renova No dia 15 de julho de 2015, a Renova Energia (“Renova”) concluiu o acordo para contribuição de ativos para a TerraForm Global, conforme segue: Anunciada em 07 de maio de 2015, contemplou a celebração dos seguintes contratos: (i) Contrato de compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto Espra, correspondentes a três pequenas centrais hidrelétricas que comercializaram energia no âmbito do Proinfa, com 41,8 MW de capacidade instalada pelo valor (equity value) de R$ 136 milhões, mediante pagamento em dinheiro; (ii) Contrato de compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto Bahia, correspondentes a cinco parques eólicos que comercializaram energia no leilão de energia de reserva dedicado à fonte eólica LER 2009, com 99,2 MW de capacidade instalada pelo valor (equity value) de R$ 451 milhões, mediante pagamento em dinheiro; e (iii) Contrato de permuta de ações para a permuta das ações das subsidiárias da Renova que detiverem os ativos do projeto Salvador, correspondente a nove parques eólicos que comercializaram energia no LER 2009, com 195,2 MW de capacidade instalada pelo valor (equity value) de R$ 1,026 bilhão, por ações da TerraForm Global com base no preço por ação a ser pago na oferta pública de ações (IPO) da TerraForm Global em andamento.
348
Em 18 de setembro de 2015, ocorreu o fechamento das operações mencionadas acima.
A segunda parte do Acordo, que previa a opção de compra de ativos futuros foi cancelada, tendo em vista a não consumação da venda da participação da Light no bloco de controle da Renova para a SunEdison, o que era uma das condições precedentes para a realização dessa fase. Conforme mencionado, a Renova permutou 100% das ações de suas subsidiárias relativas ao Projeto Salvador por 11,42% de participação na TerraForm Global e, conforme estabelecido em contrato, a Renova tem o direito de indicar um membro para o Conselho da TerraForm. Após análise das características do investimento na TerraForm, considerando os requisitos para consideração de coligada, a Administração da Renova concluiu que esse investimento se caracterizava como uma coligada por ter influência significativa na TerraForm. Desta forma, a participação da Renova na TerraForm foi reconhecida em 30 de setembro de 2015 pelo método da equivalência patrimonial.
349
Diante da não conclusão da segunda fase do acordo, a Renova concluiu que para 31 de dezembro de 2015, apesar de ainda ter direito a indicar um conselheiro, ela entende que não mais tem influência significativa sobre o investimento na TerraForm, pois perdeu a sua capacidade de envolvimento quando deixou de ser um parceiro estratégico com a desistência da Fase II e da não entrada da SunEdison no bloco de controle da Renova. Assim, para 31 de dezembro de 2015, o investimento na TerraForm não mais é classificado como uma coligada na Renova e seu reconhecimento contábil não mais é registrado pelo método de equivalência patrimonial na Renova e sim pelo valor justo além de ser classificado como ativo financeiro disponível para venda marcado a mercado e registrado como outros investimentos permanentes, conforme artigo 179 da Lei societária. Em dezembro de 2015, após o declínio na cotação das ações da TerraForm (GLBL), a Renova reclassificou as perdas no trimestre registradas em outros resultados abrangentes, no valor de R$266 para o resultado do exercício na linha de Perda no investimento juntamente com outros valores. Continua válida a associação entre a Renova e a SunEdison que tem como objetivo a comercialização e o desenvolvimento de projetos de energia solar no mercado regulado brasileiro. Distribuição de Gás Natural entre Gasmig e Petrobras
A Gasmig celebrou contrato para o serviço de distribuição de gás natural com a Petrobras para atendimento à Unidade de Fertilizantes Nitrogenados (UFN-V) - fábrica de amônia a ser instalada no município de Uberaba, no Triângulo Mineiro. Durante o exercício de 2015, verificou-se a inviabilidade momentânea de cumprimento do contrato e as partes encontram-se em negociação para proceder o distrato amigável, sem penalidade para ambas as partes.
15. IMOBILIZADO
2015 2014
Custo Histórico
Depreciação Acumulada
Valor Líquido
Custo Histórico
Depreciação Acumulada
Valor Líquido
Em Serviço
Terrenos 287 (8) 279 381 (9) 372
Reservatórios. Barragens e Adutoras
4.867 (3.037) 1.830 7.467 (5.206) 2.261
Edificações. Obras Civis e Benfeitorias
1.577 (1.140) 437 2.137 (1.528) 609
Máquinas e Equipamentos 3.862 (2.670) 1.192 7.643 (5.590) 2.053
Veículos 29 (21) 8 29 (20) 9
Móveis e Utensílios 15 (11) 4 18 (13) 5
10.637 (6.887) 3.750 17.675 (12.366) 5.309
Em Curso 190 - 190 235 - 235
Imobilizado Líquido 10.827 (6.887) 3.940 17.910 (12.366) 5.544
350
A movimentação do Ativo Imobilizado é como segue:
2014 Adição Baixa
Aporte na Aliança
Geração de Energia
Indenização a Receber
Depreciação
Transferência para Outros
Ativos de Longo Prazo
Transfe- rências/ Capitali-zações
2015
Em Serviço
Terrenos 372 - (12) (41) (16) (3) (17) (4) 279 Reservatórios. Barragens e Adutoras 2.261 - - (163) (46) (127) (102) 7 1.830 Edificações. Obras Civis e Benfeitorias 609 - (1) (116) (17) (32) (13) 7 437 Máquinas e Equipamentos 2.053 - (3) (308) (466) (149) (69) 134 1.192
Veículos 9 - - - - (3) - 2 8
Móveis e Utensílios 5 - - - - - - (1) 4
5.309 - (16) (628) (545) (314) (201) 145 3.750
Em Curso 235 126 (4) (3) (1) (1) (22) (140) 190
Imobilizado Líquido 5.544 126 (20) (631) (546) (315) (223) 5 3.940
2013 Adição Baixa Depreciação Transferências/Capitalizações
2014
Em Serviço Terrenos 377 - - (5) - 372 Reservatórios. Barragens e Adutoras 2.395 - - (134) - 2.261 Edificações. Obras Civis e Benfeitorias 712 - (1) (25) (77) 609 Máquinas e Equipamentos 2.079 - (6) (177) 157 2.053 Veículos 12 - - (3) - 9 Móveis e Utensílios 2 - - - 3 5 5.577 - (7) (344) 83 5.309
Em Curso 240 122 (49) - (78) 235 Imobilizado Líquido 5.817 122 (56) (344) 5 5.544
A taxa de depreciação média anual é de 3,39%. As taxas médias anuais de depreciação, por atividade são as seguintes:
Geração Hidrelétrica Geração Termelétrica Administração e Outras Telecomunicações
2,86% 4,45% 8,88% 5,96%
A Companhia não identificou indícios de perda do valor recuperável de seus Ativos Imobilizados. Os contratos de concessão de geração preveem que ao final do prazo de cada concessão o Poder Concedente determinará o valor a ser indenizado à Companhia. A Administração acredita que a indenização destes ativos será superior ao seu custo histórico, depreciado pelas respectivas vidas úteis. A ANEEL, em conformidade ao marco regulatório brasileiro, é responsável por estabelecer a vida útil econômica dos ativos de geração e transmissão do setor elétrico, com revisões periódicas nas estimativas. As taxas estabelecidas pela Agência são utilizadas nos processos de revisão tarifária, cálculo de indenização ao final da concessão e são reconhecidas como uma estimativa razoável da vida útil dos ativos da concessão. Dessa forma, essas taxas foram utilizadas como base para depreciação do Ativo Imobilizado.
351
De forma geral, a depreciação dos itens do ativo imobilizado, incluindo os consórcios, é calculada sobre o saldo das imobilizações em serviço pelo método linear, mediante aplicação das taxas determinadas pela ANEEL para os ativos relacionados às atividades de energia elétrica e refletem a vida útil estimada dos bens. O valor residual dos ativos é o saldo remanescente do ativo ao final da concessão, pois, conforme estabelecido em contrato assinado entre a Companhia e a União, ao final da concessão os ativos serão revertidos para a União que, por sua vez, indenizará a Companhia pelos ativos ainda não totalmente depreciados. Nos casos em que não há ou existe incerteza relacionada à indenização no final da concessão, como geração térmica e geração hidráulica em regime de produção independente, não é reconhecido qualquer valor residual e são ajustadas as taxas de depreciação para que todos os ativos sejam depreciados dentro da concessão.
A Companhia transferiu para o Ativo Financeiro os saldos contábeis remanescentes das usinas que tiveram o seu vencimento em julho de 2015 e que deverão ser objeto de indenização pelo poder Concedente. Maiores informações na nota explicativa nº 13. Consórcios A Companhia participa no consórcio de geração de energia elétrica de Queimado, onde
não foi constituída empresa com característica jurídica independente para administrar o
objeto da referida concessão, sendo mantidos os controles no Ativo Imobilizado e
Intangível. A parcela da Companhia no consórcio é registrada e controlada
individualmente nas respectivas naturezas de ativo Imobilizado e Intangível apresentadas.
Os saldos de consórcios registrados no exercício de 2014 e não constantes em 2015
referem-se aqueles que foram transferidos para a Aliança Geração, conforme maiores
detalhes na nota explicativa nº 14.
Participação na energia gerada (%)
Taxa Média Anual de
Depreciação (%)
2015 2014
Em serviço Usina de Porto Estrela 33,33% 3,68 - 39 Usina Igarapava 14,50% 2,50 - 59 Usina de Funil 49,00% 4,21 - 183 Usina de Queimado 82,50% 4,00 212 213 Usina de Aimorés 49,00% 3,75 - 549 Consórcio Capim Branco Energia 21,05% 3,75 - 56 Depreciação acumulada (74) (311) 138 788 Under construction - - Usina de Queimado 82,50% 4 2 Usina de Queimado 49,00% - 2 Consórcio Capim Branco Energia 49,00% - 2
352
4 6 Total de Consórcios 142 794
16. INTANGÍVEIS
a) Composição de saldo em 31 de dezembro de 2015 e 2014
Consolidado
2015 2014
Custo Histórico
Amortização Acumulada
Valor Residual
Custo Histórico
Amortização Acumulada
Valor Residual
Em Serviço Com Vida Útil Definida
Servidão 11 (1) 10 14 (2) 12
Concessão Onerosa 19 (10) 9 40 (16) 24 Ativos de Concessão 15.607 (6.642) 8.965 8.708 (6.485) 2.223
Outros 71 (55) 16 66 (49) 17
15.708 (6.708) 9.000 8.828 (6.552) 2.276
Em Curso 1.275 - 1.275 1.103 - 1.103
Intangível Líquido 16.983 (6.708) 10.275 9.931 (6.552) 3.379
b) Movimentação do Ativo Intangível
Consolidado Saldo em
31/12/2014 Adição
Aporte na Aliança Geração
de Energia
Indenização Usinas não Renovadas
Baixa Amor- tização
Transferência Financeiro -
Intangível pela Renovação das Concessões (*)
Transfe- rência
Saldo em 31/12/2015
Em Serviço
Com Vida Útil Definida
Servidão 12 - (1) - - - - - 11
Concessão Onerosa 24 - (13) - - (2) - - 9
Ativos de Concessão 2.223 8 - - (21) (512) 7.162 107 8.967
Outros 17 - - - - (5) - 1 13
2.276 8 (14) - (21) (519) 7.162 108 9.000
Em Curso 1.103 1.108 - - (17) - - (919) 1.275 Intangível Líquido - Consolidado 3.379 1.116 (14) - (38) (519) 7.162 (811) 10.275
(*) Vide comentários na Nota Explicativa nº 13.
Consolidado Saldo em
31/12/2013
Ajuste de Combinação de Negócios
Adição Baixa Amortização Transferência Saldo em
31/12/2014
Em Serviço Com Vida Útil Definida
Servidão 12 - - - - - 12 Concessão Onerosa 27 - - - (3) - 24 Ativos de Concessão 866 1.073 - - (448) 732 2.223 Outros 25 - - - (6) (2) 17 930 1.073 - - (457) 730 2.276
Em Curso
1.074 109
868
(25)
- (923) 1.103
353
Intangível Líquido - Consolidado
2.004 1.182
868
(25
) (457) (193) 3.379
A taxa de amortização média anual é de 4,12%. As taxas médias anuais de amortização, por atividade, determinadas na legislação do setor, são as seguintes:
Geração Hidrelétrica Geração Termelétrica Distribuição Administração e Outras Telecomunicações
6,58% 7,06% 3,59% 14,26% 7,74%
354
A Companhia não identificou indícios de perda do valor recuperável de seus Ativos Intangíveis, que são de vida útil definida. A Companhia não possui ativos intangíveis com vida útil indefinida. No montante de adições de R$1.116 está contemplado R$159 (R$70 em 2014 e R$40 em 2013) a título de Encargos Financeiros Capitalizados, conforme apresentado na Nota Explicativa 19. Ativos da concessão Em conformidade a Interpretação IFRIC 12 – Contratos de Concessão, foi registrada no Ativo Intangível a parcela da infraestrutura de distribuição que será amortizada durante a concessão, composta pelos ativos de distribuição, líquidos das participações de consumidores (obrigações especiais). A ANEEL, em conformidade ao marco regulatório brasileiro, é responsável por estabelecer a vida útil econômica dos ativos de distribuição do setor elétrico, estabelecendo periodicamente uma revisão na avaliação dessas taxas. As taxas estabelecidas pela Agência são utilizadas nos processos de revisão tarifária, cálculo de indenização ao final da concessão e são reconhecidas como uma estimativa razoável da vida útil dos ativos da concessão. Dessa forma, essas taxas foram utilizadas como base para avaliação e amortização do ativo intangível. Os ativos intangíveis de Servidão, Concessão Onerosa, Direito de Exploração de Concessão e Outros são amortizáveis pelo método linear e as taxas utilizadas são as definidas pela ANEEL. A Companhia não identificou indícios de perda do valor recuperável de seus ativos intangíveis, que são de vida útil definida.
17. FORNECEDORES
2015 2014 Energia de curto prazo - CCEE 308 330
Encargos de uso da rede elétrica 81 88
Energia elétrica comprada para revenda 647 596
Itaipu binacional 315 149
Gás comprado para revenda 236 151
Materiais e serviços 314 290
1.901 1.604
355
18. IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
a) Impostos, Taxas e Contribuições As obrigações não circulante Pasep/Cofins referem-se ao questionamento da constitucionalidade da inclusão do ICMS, na base de cálculo dessas contribuições, sendo requerida, inclusive, a compensação dos valores recolhidos nos últimos 10 anos. A Companhia e suas Controladoras Cemig Distribuição e Cemig Geração e Transmissão obtiveram liminar para não efetuar o recolhimento e autorização para o depósito judicial a partir de 2008 e manteve esse procedimento para os fatos geradores ocorridos até julho de 2011. A partir dessa data, apesar de continuar a questionar judicialmente a base de cálculo, optou por recolher mensalmente as contribuições. Adicionalmente, a partir de julho de 2015, a Companhia passou a efetuar provisão de PASEP/COFINS sobre a atualização do Ativo Financeiro em conformidade a legislação tributária em vigor a partir dessa data.
2015 2014 Circulante
ICMS 462 365 COFINS 157 96 PASEP 33 21 INSS 22 21 Outros 66 52
740 555 Não Circulante
COFINS 609 594 PASEP 131 129
740 723
1.480 1.278
b) Imposto de Renda e Contribuição Social Circulante 2015 2014 Circulante Imposto de Renda 8 39 Contribuição Social 3 4
11 43
356
19. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES
FINANCIADORES Vencimento
Principal
Encargos
Financeiros Anuais
(%)
Moedas
2015 2014
Circulante Não
Circulante Total Total
MOEDA ESTRANGEIRA Banco do Brasil S.A. – Bônus Diversos
(1)
2024 Diversas US$
2 31 33 24
KFW 2016 4,50 EURO 3 - 3 4
KFW 2024 1,78 EURO 4 7 11 11
Dívida em Moeda Estrangeira 9 38 47 39
MOEDA NACIONAL
Banco do Brasil S.A. 2017 108,33% do CDI R$ 78 66 144 212
Banco do Brasil S.A. 2017 108,00% do CDI R$ 286 147 433 451
Banco do Brasil S.A. 2016 104,10% do CDI R$ 385 540 925 919
Banco do Brasil S.A. 2015 98,50% do CDI R$ - - - 206
Banco do Brasil S.A 2015 99,50% do CDI R$ - - - 238
Banco do Brasil S.A 2016 104,25% do CDI R$ 804 - 804 706
Banco do Brasil S.A 2017 111,00% do CDI R$ 50 50 100 -
Banco do Brasil S.A 2020 114,00% do CDI R$ 8 491 499 -
Nota Promissória - 5ª Emissão (2) 2015 106,85 do CDI R$ - - - 1.484
Nota Promissória – 7ª Emissão (3) 2015 105,00 do CDI R$ - - - 1.311
BNDES 2026 TJLP+2,34 R$ 8 73 81 89
BNDES 2026 TJLP+2,48 R$ 2 9 11 13
CEF 2018 119,00% do CDI R$ 93 108 201 -
ELETROBRÁS
2023 UFIR, RGR + 6,00 a
8,00
R$
50 135 185 252
Grandes Consumidores 2018 Diversas R$ 6 2 8 7
FINEP
2018 TJLP + 5 e TJLP +
2,5
R$
3 6 9 12
Consórcio Pipoca 2016 IPCA R$ - - - -
Nota Promissória – 8ª Emissão (3) 2016 111,70 do CDI R$ 1.889 - 1.889 -
Nota Promissória – 6ª Emissão (2) 2016 120,00 do CDI R$ 1.441 - 1.441 -
BASA 2018 CDI+1,9 R$ 2 119 121 -
Nota Promissória-1ª Emissão (4) 2015 110,40% do CDI R$ 23 - 23 20
Dívida em Moeda Nacional 5.128 1.746 6.874 5.920
Total de Empréstimos e Financiamento 5.137 1.784 6.921 5.959
Debêntures –2ª Emissão (3) 2017 IPCA + 7,96 R$ 221 220 441 599
Debêntures – 1ª série – 3ª Emissão (2) 2017 CDI + 0,90 R$ 60 480 540 529
Debêntures - 2ª série – 2ª Emissão (2) 2015 IPCA + 7,68 R$ - - - 554
Debêntures - 3ª série – 3ª Emissão (2) 2022 IPCA + 6,20 R$ 47 876 923 833
Debêntures - 2ª série – 3ª Emissão (2) 2019 IPCA + 6,00 R$ 14 261 275 248
Debêntures - 2º Série - 3ª Emissão (3) 2021 IPCA + 4,70 R$ 55 1.348 1.403 1.266
Debêntures - 3º Série - 3ª Emissão (3) 2025 IPCA + 5,10 R$ 35 804 839 758
Debêntures - 1º Série - 3ª Emissão (3) 2018 CDI + 0,69 R$ 51 411 462 451
Debêntures 2018 CDI+1,6 R$ 67 970 1.037 -
Debêntures 2020 IPCA+8,07 R$ 1 28 29 -
Debêntures - 2ª série – 4ª Emissão (2) 2016 CDI+085 R$ 501 - 501 502
Debêntures - 1º Série - 5ª Emissão (2) 2018 CDI+1,70 R$ 12 1.400 1.412 1.406
Debêntures (5) 2016 TJLP+3,12 R$ 41 - 41 90
Debêntures (5) 2015 CDI+0,62 R$ - - - 100
Debêntures (5) 2018 CDI + 1,60 R$ 3 100 103 -
Debêntures (5) 2018 CDI+0,74 R$ 33 67 100 100
Debêntures (5)
2022 TJLP+7,82 (75%) e
Selic+1,82(25%)
R$
15 110 125 90
CEMIG TELECOM -1ªSérie-1ª Emissão(4) 2018 TJLP+3,62 R$ 4 4 8 12 CEMIG TELECOM -2ªSérie-1ª Emissão(4) 2018 TJLP+4,32 R$ 1 2 3 4 CEMIG TELECOM -3ªSérie-1ª Emissão(4) 2018 TJLP+1,72 R$ 1 1 2 2 CEMIG TELECOM -4ªSérie-1ª Emissão(4) 2018 TJLP+3,62 R$ 1 1 2 4 CEMIG TELECOM -5ªSérie-1ª Emissão(4) 2018 TJLP+4,32 R$ - - - 1 CEMIG TELECOM -6ªSérie-1ª Emissão(4) 2018 TJLP+1,72 R$ - - - 1
Total de Debêntures 1.163 7.083 8.246 7.550
Total Geral Consolidado 6.300 8.867 15.167 13.509
(1) As taxas de juros variam de 2,00% a 8,00 % ao ano. Libor semestral mais spread de 0,81% a 0,88% ao ano; (2) Cemig Geração e Transmissão; (3) Cemig Distribuição; (4) Cemig Telecom; (5) Gasmig;
357
Garantias O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos, em 31 de dezembro de 2015, é garantido da seguinte forma: 2015
Nota Promissória. Aval e Fiança 12.981
Recebíveis 1.618
Sem Garantia 568
TOTAL 15.167
A composição consolidada dos empréstimos, financiamentos e debêntures, por moeda e indexador, com a respectiva amortização é como segue:
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 After
2022 Total
Moedas
Dólar Norte-Americano 2 - - - - - - 31 33
Euro 7 4 3 - - - - - 14
Total por Moedas 9 4 3 - - - - 31 47
Indexadores
IPCA (1) 373 220 130 590 748 747 499 603 3.910
UFIR/RGR (2) 50 40 35 24 20 6 6 4 185
CDI (3) 5.785 2.329 2.291 163 166 - - - 10.734
URTJ/TJLP (4) 77 35 32 29 29 27 27 27 283
IGP-DI (5) 4 - 2 - - - - - 6
TR (6) 2 - - - - - - - 2
Total por Indexadores 6.291 2.624 2.490 806 963 780 532 634 15.120
Total Geral 6.300 2.628 2.493 806 963 780 532 665 15.167
(1) Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA); (2) Unidade Fiscal de Referência (UFIR/RGR); (3) Certificado de Depósito Interbancário (CDI); (4) Unidade de Referência de Taxa de Juros (URTJ); (5) Índice Geral de Preços de Disponibilidade Interna (IGP-DI); (6) Taxa Referencial (TR).
As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações:
Moeda Variação
Acumulada em 2015 %
Variação Acumulada em
2014 % Indexador
Variação Acumulada em
2015 %
Variação Acumulada em
2014 %
Dólar Norte-Americano 47,01 13,39 IPCA 10,67 6,41
Euro 31,71 0,02 CDI 13,23 10,81
358
A movimentação dos Empréstimos, Financiamentos e Debêntures é como segue: Saldo em 31 de dezembro de 2012 10.416 Empréstimos e Financiamentos obtidos 2.475 Custos de Captação (9)
Financiamentos Obtidos líquidos dos Custos de Captação 2.466 Variação monetária e cambial 248 Encargos financeiros provisionados 742 Encargos financeiros pagos (814) Amortização de financiamentos (3.601)
Saldo em 31 de dezembro de 2013 9.457
Empréstimos e Financiamentos obtidos 4.562 Custos de Captação -
Financiamentos Obtidos líquidos dos Custos de Captação 4.562 Adições por combinação de negócios (*) 392 Variação monetária e cambial 266 Encargos financeiros provisionados 1.007 Encargos financeiros pagos (781) Amortização de financiamentos (1.394)
Saldo em 31 de dezembro de 2014 13.509
Empréstimos e Financiamentos obtidos 5.817 Custos de Captação (78)
Financiamentos Obtidos líquidos dos Custos de Captação 5.739 Variação monetária e cambial 400 Encargos financeiros provisionados 1.545 Encargos financeiros pagos (1.331) Amortização de financiamentos (4.695)
Saldo em 31 de dezembro de 2015 15.167
(*) Saldo decorrente da consolidação da Gasmig a partir de outubro de 2014 (Vide Nota 14)
Encargos Capitalizados A Companhia transferiu para o Ativo Intangível os encargos dos empréstimos e financiamentos vinculados a obras, conforme abaixo: 2015 2014 2013 Encargos de Empréstimos e Financiamentos 1.545 1.007 738
Encargos Financeiros Transferidos para o Intangível (159) (70) (40)
Efeito Líquido no Resultado 1.386 937 698
O valor do encargo capitalizado no montante de R$159 (R$70 em 2014 e R$40 em 2013) foi excluído na Demonstração do Fluxo de Caixa, nas adições ao fluxo de caixa das atividades de investimentos, por não representarem saída de caixa para aquisição do referido ativo. A taxa média de capitalização dos empréstimos e financiamentos cujos custos foram transferidos para as obras foi de 15,25% (11,62% em 2014 e 9,90% em 2013).
359
Captações de Recursos As captações de recursos no consolidado durante o exercício de 2015 estão demonstradas abaixo:
Financiadores Vencimento
Principal Encargos Financeiros
Anuais - % Valor Captado
Moeda Nacional Banco do Brasil (Cemig GT) 2015 106,90% do CDI
593 Debêntures 6ª emissão 1ª série (Cemig GT)
2018 CDI + 1,60% 967
Debêntures 6ª emissão 2ª série (Cemig GT)
2020 IPCA + 8,07% 27
Nota Promissória 6ª emissão (Cemig GT)
2016 120% do CDI 1.407
Banco da Amazônia (Cemig GT) 2018 CDI + 1,90% 118
Caixa Econômica Federal (Cemig D) 2018 119% do CDI
200 Nota Promissória 8ª emissão (Cemig D) 2016 111,70% do CDI
1.685
Banco do Brasil (Cemig D) 2020 114% do CDI
487
Banco do Brasil (Cemig D) 2017 111% do CDI
98 Debêntures 4ª emissão (Cemig Gasmig)
2022 TJLP + 7,82 (75%) e Selic + 1,82 (25%)
34
Debêntures 5ª emissão (Gasmig) 2018 CDI + 1,60
100 Itaú Unibanco/Banco BBM (Cemig Telecom) 2016 120% do CDI
23
Total de captações em moeda nacional
5.739
Emissão de Notas Promissórias e Debêntures
Em 1º de abril de 2015, a Cemig D concluiu a 8ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais, distribuída com esforços restritos de colocação, por meio da qual foram emitidas 340 notas promissórias, em série única, com valor nominal unitário de R$5 na data de emissão, totalizando R$1.700. As notas promissórias têm prazo de 360 dias a contar da data de emissão, vencendo em 26 de março de 2016, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 111,70% do CDI. Os juros remuneratórios serão pagos no vencimento juntamente com a amortização. A 8ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais da Cemig D conta com o aval da sua controladora, a Cemig. Em 15 de julho de 2015, a Cemig GT concluiu a sua 6ª Emissão Pública de Debêntures Simples, com esforços restritos de distribuição, por meio da qual foram emitidas
360
100.000 debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em duas séries, sendo 97.275 debêntures da 1ª série e 2.725 debêntures da 2ª série, com valor nominal unitário de R$ 10 na data de emissão, totalizando R$ 1.000. Os recursos líquidos obtidos com a emissão das debêntures foram destinados para pagamento de dívidas e/ou à recomposição de caixa em função de pagamento de dívidas. As debêntures da 1ª série têm prazo de três anos a contar da data de emissão, com vencimento em 15 de julho de 2018, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 100% do CDI capitalizado de um spread de 1,60% ao ano. Os juros remuneratórios serão pagos anualmente e a amortização do principal em 2 parcelas consecutivas, sendo a primeira devida em 15 de julho de 2017 e a segunda devida em 10 de julho de 2018.
361
As debêntures da 2ª série têm prazo de cinco anos a contar da data de emissão, com vencimento em 15 de julho de 2020, correção monetária pelo IPCA e pagam juros remuneratórios correspondentes a 8,07% ao ano. Os juros remuneratórios serão pagos anualmente e a amortização do principal, bem como da atualização monetária, em 2 parcelas consecutivas, sendo a primeira devida em 15 de julho de 2019 e a segunda devida em 10 de julho de 2020.
A 6ª Emissão Pública de Debêntures Simples da Cemig GT conta com o aval da sua controladora, a Cemig.
Em 30 de dezembro de 2015, a Cemig GT concluiu a sua 6ª emissão de notas promissórias comerciais, totalizando R$ 1.440. Os recursos líquidos obtidos com a emissão das notas promissórias foram destinados ao pagamento da 1ª parcela da bonificação pela outorga de concessões de usinas hidrelétricas referentes ao Lote D do Leilão ANEEL 12/2015. As notas promissórias têm prazo de 360 dias, com vencimento em 24 de dezembro de 2016, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 120,00% da variação acumulada das taxas médias dos Depósitos Interfinanceiros de um dia - DI, over extra grupo, que serão pagos na data de vencimento. A 6ª emissão de notas promissórias da Cemig GT conta com o aval da sua controladora, a Cemig. Debêntures
As debêntures de emissão da Companhia são do tipo “simples”, não conversíveis em ações, e possuem as seguintes características:
Empresa Emissora Tipo garantia Encargos Anuais (%)
Vencimento 31/12/2015 31/12/2014
CEMIG GT 2ª Série – 2ª Emissão Não há IPCA + 7,68 2015 - 554 CEMIG GT 1ª Série – 3ª Emissão Quirografária CDI + 0,90 2017 540 529 CEMIG GT 3ª Série – 3ª Emissão Quirografária IPCA + 6,20 2022 923 833 CEMIG GT 2ª Série – 3ª Emissão Quirografária IPCA + 6,00 2019 275 248 CEMIG GT 4ª Emissão Quirografária CDI + 0,85 2016 501 502 CEMIG GT 5ª Emissão Quirografária CDI+1,70 2018 1.412 1.406 CEMIG D - 1º Série 3ª Emissão Fiança CDI + 0,69 2018 462 451 CEMIG D - 2º Série 3ª Emissão Fiança IPCA + 4,70 2021 1.403 1.266 CEMIG D - 3º Série 3ª Emissão Fiança IPCA + 5,10 2025 839 758 Debêntures Fiança CDI+1,6 2018 1.037 - Debêntures Fiança IPCA+8,07 2020 29 - CEMIG D 2ª Emissão Não há IPCA + 7,96 2017 441 599 GASMIG Quirografária TJLP+3,12 2016 41 90 GASMIG Quirografária CDI+0,62 2015 - 100 GASMIG Quirografária CDI+0,74 2018 100 100
GASMIG
Quirografária
TJLP+7,82 (75%) e
Selic+1,82(25%) 2022
125 90 GASMIG Quirografária CDI + 1,60 2018 103 - CEMIG TELECOM -1ªSérie-1ª Emissão Recebíveis(Receita) TJLP+3,62 2018 8 12 CEMIG TELECOM -2ªSérie-1ª Emissão Recebíveis(Receita) TJLP+4,32 2018 3 4 CEMIG TELECOM -3ªSérie-1ª Emissão Recebíveis(Receita) TJLP+1,72 2018 2 2 CEMIG TELECOM -4ªSérie-1ª Emissão Recebíveis(Receita) TJLP+3,62 2018 2 4 CEMIG TELECOM -5ªSérie-1ª Emissão Recebíveis(Receita) TJLP+4,32 2018 - 1 CEMIG TELECOM -6ªSérie-1ª Emissão Recebíveis(Receita) TJLP+1,72 2018 - 1 TOTAL
8.246 7.550
362
Para as Debêntures emitidas pela Companhia, não há cláusulas restritivas (“Covenants”), de repactuação, e debêntures em tesouraria. Há cláusula de vencimento antecipado de qualquer obrigação pecuniária, decorrente de inadimplemento em obrigação de valor individual ou agregado superior a R$50 milhões (“cross default”). Cláusulas Contratuais Restritivas - “Covenants”
A Companhia possui contratos de Financiamentos com Cláusulas Restritivas (“Covenants”) atrelada a índices financeiros, apurados em balanço auditado por empresa de auditoria independente, registrada na Comissão de valores Mobiliários (CVM) conforme segue:
Descrição das Cláusulas Restritivas Índices Requeridos CEMIG: Patrimônio Líquido da Garantidora/Ativo Total da Garantidora (1)
Maior ou igual a 30,00%
Patrimônio Líquido/Ativo Total da Garantidora (Cemig) (2) Manter índice de capitalização de no mínimo 30%
Dívida Líquida / EBITDA (2) Menor ou igual a 4 vezes GASMIG: EBITDA/Serviço da Dívida (3) Igual ou maior que 1,3 Endividamento Geral (Exigível Total/Ativo Total)(3) Menor que 0,6 TELECOM: LAJIDA/ Serviço da Dívida (4) igual ou superior a 1,10 Margem LAJIDA (LAJIDA/ROL) (4) igual ou superior a 0,30 Índice de Capitalização (PL/AT) (4) igual ou superior a 0,30 Dívida Financeira Total/ LAJIDA(4) igual ou inferior a 3,50
(1) Caso não consiga atingir o índice requerido, a controlada Cemig GT terá seis meses, contados do fim do exercício social em que o índice foi apurado, para: (i) constituir garantias reais que, segundo avaliação do BNDES, representem 130,00% do valor do saldo devedor do contrato; ou (ii) apresentar balancete, auditado por auditor cadastrado na Comissão de Valores Mobiliários (CVM), que indique o retorno do índice requerido.
(2) Caso não consiga atingir os índices requeridos, a Companhia deverá providenciar, em até 30 dias contados da data de comunicação por escrito do BNDES sobre o não atingimento de algum dos índices constituir garantias reais que, segundo avaliação do BNDES, representem 130,00% do valor do saldo devedor do contrato, salvo se naquele prazo estiverem restabelecidos os níveis acima referidos. (3) Determinadas situações previstas contratualmente podem provocar vencimento antecipado de outras dívidas (Cross Default). (4) O descumprimento destas cláusulas pela Telecom poderá provocar o bloqueio de recursos na Conta Retenção, o vencimento antecipado do contrato e a execução das
363
garantias. Tais obrigações resumem-se, principalmente, na manutenção, desde a emissão das debêntures e até o seu vencimento final, de pelo menos três dos quatro índices financeiros acima, os quais deverão ser atingidos ao final de cada semestre civil, ou seja, 30 de junho e 31 de dezembro. Em 31 de dezembro de 2015, todas as cláusulas restritivas foram atendidas. 20. ENCARGOS REGULATÓRIOS
2015 2014
Reserva Global de Reversão - RGR 48
48
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 280
21
Empréstimo Compulsório - Eletrobrás 1
1
Taxa de Fiscalização da ANEEL 3
3
Eficiência Energética 207
138
Pesquisa e Desenvolvimento 160
99
Pesquisa Expansão Sistema Energético 2
4
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico Tecnológico 3
8 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA
7
4 Encargo de Capacidade Emergencial 31 32 Encargos Consumidor - Bandeiras Tarifárias 1 -
743
358
Passivo Circulante 517
106
Passivo Não Circulante 226
252
21. OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGO
Fundo de Pensão Forluz (Plano de Pensão e Suplementação de Aposentados) A Cemig é patrocinadora da Fundação Forluminas de Seguridade Social (“Forluz”), pessoa jurídica sem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes complementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao plano previdenciário a que estiverem vinculados.
364
A Forluz disponibiliza aos seus participantes os seguintes planos de benefícios de suplementação de aposentadoria: Plano Misto de Benefícios Previdenciários (“Plano B”) – Plano de contribuição definida na fase de acumulação de recursos para benefícios de aposentadoria por tempo normal e benefício definido para cobertura de invalidez e morte de participante ativo, bem como no recebimento dos benefícios por tempo de contribuição. A contribuição das Patrocinadoras é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único plano aberto a novas adesões de participantes. Plano Saldado de Benefícios Previdenciários (“Plano A”) – Inclui todos os participantes ativos e assistidos que optaram migrar do antigo plano de Benefício Definido, fazendo jus a um benefício proporcional saldado. No caso dos ativos, esse benefício foi diferido para a data da aposentadoria. A Cemig, Cemig Geração e Transmissão e Cemig Distribuição mantêm ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela Forluz, pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribuem para um plano de saúde e um plano odontológico para os empregados, aposentados e dependentes, administrados pela Cemig Saúde. Amortização das Obrigações Atuariais e Reconhecimento nas Demonstrações Financeiras A Companhia demonstra nesta Nota Explicativa o passivo e as despesas em conexão com o Plano de Complementação de Aposentadoria, Plano de Saúde, Plano Odontológico e Seguro de Vida de acordo com os termos do IAS 19 (Benefícios a empregados) e laudo preparado por atuários independentes com base em 31 de dezembro de 2015. Foi reconhecida pela Companhia uma obrigação a pagar referente a déficits atuariais passados relacionados ao fundo de pensão no montante de R$812 em 31 de dezembro de 2015 (R$799 em 31 de dezembro de 2014). Esse valor foi reconhecido como obrigação a pagar pela Cemig e suas controladas Cemig D e Cemig GT e está sendo amortizado até junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes (Tabela Price) e reajustadas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), acrescido de 6% ao ano. No caso de obrigações com o fundo de pensão, tendo em vista que em 2014 o cálculo atuarial apresentava um passivo líquido menor que o saldo da dívida, o passivo reconhecido no Balanço Patrimonial naquele ano foi a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais. Como essa dívida deverá ser paga mesmo em caso de superávit da Fundação, a Companhia mantém o registro integral da dívida, de forma específica, estando os impactos referentes à atualização monetária e juros registrados no resultado financeiro.
365
Informações atuariais As informações atuariais consolidadas da Controladora e das controladas Cemig Geração e Transmissão e Cemig Distribuição são conforme abaixo:
2015
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentados
Plano de
Saúde
Plano Odontoló
gico
Seguro de Vida
Total
Valor Presente das Obrigações
8.049 1.323 30 554 9.956 Valor Justo dos Ativos do Plano (6.703) - - - (6.703) Passivo Líquido no Balanço Patrimonial 1.346 1.323 30 554 3.253
366
2014
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentados
Plano de
Saúde
Plano Odontoló
gico
Seguro de
Vida Total
Valor Presente das Obrigações
8.124 1.120 33 680 9.957 Valor Justo dos Ativos do Plano (8.051) - - - (8.051)
Passivo Líquido inicial 73 1.120 33 680 1.906
Ajuste ao Teto de Ativo (Asset Ceiling) 79 - - - 79 Passivo Líquido ajustado 152 1.120 33 680 1.985
Complemento Referente à Dívida com a Forluz 646 - - - 646 Passivo Líquido no Balanço Patrimonial 798 1.120 33 680 2.631
As mudanças no valor justo dos ativos dos planos são as seguintes: Plano de
Pensão e Suplementação
de Aposentados
Plano de
Saúde
Plano Odontológico
Seguro de
Vida
Total
Obrigação de Benefício Definido em 31 de dezembro de 2012
9.191 820 22 736 10.769
Custo do Serviço Corrente
11 17 - 8 36
Juros Sobre a Obrigação Atuarial
806 72 2 68 948
Perdas ( Ganhos) Atuariais
(2.037) 169 6 (200) (2.062)
Benefícios Pagos (619) (66) (2) (12) (699)
Obrigação de Benefício Definido em 31 de dezembro de 2013
7.352 1.012 28 600 8.992
Custo do Serviço Corrente
6 6 - 4 16
Juros Sobre a Obrigação Atuarial
869 125 4 73 1.071
Perdas Atuariais 570 50 2 14 636
Benefícios Pagos (673) (73) (2) (11) (759)
Obrigação de Benefício Definido em 31 de dezembro de 2014
8.124 1.120 32 680 9.956
367
Custo do Serviço Corrente 6 7 1 3 17
Juros Sobre a Obrigação Atuarial
934 135 3 81 1.153
Perdas (Ganhos) Atuariais (281) 138 (4) (124) (271)
Alterações no plano - Serviço Passado
- - - (74) (74)
Benefícios pagos (734) (77) (2) (12) (825)
Obrigação de Benefício Definido em 31 de dezembro de 2015
8.049 1.323 30 554 9.956
As mudanças no valor justo dos ativos dos planos são as seguintes: Plano de
Pensão e Suplementação
de Aposentadoria
Valor justo dos ativos do plano em 31 de dezembro de 2012 8.142
Retorno real dos investimentos 104
Contribuições do Empregador 101
Benefícios pagos (619)
Valor justo dos ativos do plano em 31 de dezembro de 2013 7.728
Retorno real dos investimentos 889
Contribuições do Empregador 107
Benefícios pagos (673)
Valor justo dos ativos do plano em 31 de dezembro de 2014 8.051
Retorno real dos investimentos (730)
Contribuições do Empregador 116
Benefícios pagos (734)
Valor justo dos ativos do plano em 31 de dezembro de 2015 6.703
A Companhia realizou modificações no seguro de vida, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2016, que implicaram em alterações no limite máximo do capital segurado. A alteração mencionada implicou em uma redução de R$74 nas obrigações pós-emprego registradas em 31 de dezembro de 2015, em contrapartida ao resultado do exercício de 2015. Os valores reconhecidos na demonstração de resultado de 2015 são como segue:
2015
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentadoria
Plano de
Saúde
Plano Odontológico
Seguro de
Vida Total
Custo do Serviço Corrente 6 7 1 3 17
368
Juros Sobre a Obrigação Atuarial
934 135 3 81 1.153
Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano
(933) - - - (933)
Custo do serviço passado - - - (74) (74) Despesa (Receita)
Conforme Cálculo Atuarial
7 142 4 10 163
Ajuste Referente à Dívida com a Forluz
122 - - - 122
Despesa Total em 2015 129 142 4 10 285
2014
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentadoria
Plano de
Saúde
Plano Odontológico
Seguro de
Vida Total
Custo do Serviço Corrente 6 6 - 4 16
Juros Sobre a Obrigação Atuarial
869 125 4 73 1.071
Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano
(922) - - - (922)
Despesa (Receita) Conforme Cálculo Atuarial
(47) 131 4 77 165
Ajuste ao Teto de Ativo (Asset Ceiling)
47 - - - 47
Ajuste Referente à Dívida com a Forluz
99 - - - 99
Despesa Total em 2014 99 131 4 77 311
2013
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentados
Plano de
Saúde
Plano Odontológico
Seguro de
Vida Total
Custo do Serviço Corrente 11 17 - 8 36
Juros Sobre a Obrigação Atuarial
806 72 2 68 948
Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano
(717) - - - (717)
Despesa (Receita) Conforme Cálculo Atuarial
100 89 2 76 267
369
Ajuste ao Teto de Ativo (Asset Ceiling)
2 - - - 2
Despesa Total em 2013 102 89 2 76 269
370
As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:
Consolidado
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentadoria
Plano de
Saúde
Plano Odontológico
Seguro de
Vida
Total
Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2013
1.048 820 22 736 2.626
Despesa Reconhecida no Resultado
101 89 3 76 269
Contribuições Pagas (100) (66) (2) (12) (180)
Perdas (Ganhos) atuariais ( * )
(241) 169 6 (200) (266)
Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2013 808 1.012 29 600 2.449
Despesa Reconhecida no Resultado 99 131 4 77 311
Contribuições Pagas (109) (73) (2) (11) (195)
Perdas atuariais ( * ) - 50 2 14 66
Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2014 798 1.120 33 680 2.631
Despesa Reconhecida no Resultado 129 142 4 84 359
Contribuições Pagas (116) (77) (3) (12) (208)
Alterações no plano - Serviço Passado - - - (74) (74)
Perdas (Ganhos) atuariais ( * ) 535 138 (4) (124) 545
Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2015 1.346 1.323 30 554 3.253
2015 2014 2013
Passivo Circulante 167 153 138
Passivo Não Circulante 3.086 2.478 2.311
( * ) Reconhecida diretamente no Patrimônio Líquido
As despesas com Fundo de Pensão foram registradas no resultado financeiro por representarem os juros e variação monetária incidentes sobre a dívida com a Forluz, conforme mencionado anteriormente nesta nota. As despesas com os planos de saúde, odontológico e seguro de vida são registradas como despesas operacionais. A estimativa para a despesa a ser reconhecida para o exercício de 2016 é como segue:
Plano de Pensão e
Plano de
Plano Odontológico
Seguro de
Total
371
Suplementação de
Aposentadoria
Saúde Vida
Custo do Serviço Corrente 5 9 - 3 17
Juros Sobre a Obrigação Atuarial 1.013 174 4 72 1.263
Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano (833) - - - (833)
Despesa Total em 2016 conforme laudo atuarial 185 183 4 75 447
A expectativa de pagamento de benefícios para o exercício de 2016 é como segue:
Planos de Pensão e
Suplementação de
Aposentadoria
Plano de
Saúde
Plano Odontológico
Seguro de
Vida Total
Estimativa de pagamento de benefícios
773 81 2 13 869
A Companhia e suas controladas têm a expectativa de efetuar contribuições para o fundo de pensão no exercício de 2016 no montante de R$123 para amortização da dívida pactuada e R$94 para o plano de Contribuição Definida (registro diretamente no resultado do exercício). As principais categorias de ativos do plano, como porcentagem do total de ativos do plano, são as seguintes:
2015 2014 Ações de empresas brasileiras 6,90% 8,68% Títulos de Renda Fixa 66,38% 58,16% Imóveis 9,66% 8,16% Outros 17,06% 25,00% Total 100,00% 100,00%
Os ativos do Plano de Pensão incluem os seguintes ativos, avaliados pelo valor justo, da Cemig, Cemig Geração e Transmissão e Cemig Distribuição:
2015 2014 Debêntures não conversíveis emitidas pela
Patrocinadora e Controladas 418 345
Ações emitidas pela Patrocinadora 6 9 Imóveis da Fundação ocupados pelas Patrocinadoras 230 230 654 584
372
As principais premissas atuariais são conforme segue: 2015 2014 Taxa anual de desconto para valor presente da obrigação atuarial 13,20% 12,00% Taxa anual de rendimento esperado sobre os ativos do plano 13,20% 12,00% Taxa anual de inflação de longo prazo 5,50% 5,50% Índice anual estimado de aumentos salariais futuros 7,61% 7,61% Tábua biométrica de mortalidade geral AT-2000 AT-2000 Tábua biométrica de entrada de invalidez Álvaro vindas Álvaro vindas Tábua biométrica de mortalidade de inválidos AT 49 AT 49
A seguir, apresenta-se uma análise de sensibilidade considerando os efeitos de mudanças nas principais premissas atuariais utilizadas para determinar a obrigação de benefício definido em 31 de dezembro de 2015:
Efeitos na obrigação de benefício definido
Plano de Pensão e
Suplementação de
Aposentadoria
Plano de Saúde
Plano Odontológico
Seguro de Vida
Total
Alteração na Tábua de Mortalidade em 1 ano 283 16 - 24 323 Decréscimo de 1% na taxa de desconto 741 151 3 94 989
Na apresentação da análise de sensibilidade, o valor presente da obrigação de benefício definido foi calculado utilizando-se o método do Crédito Unitário Projetado, mesmo método utilizado para calcular a obrigação de benefício definido reconhecida no Balanço Patrimonial. A Companhia não realizou alterações nos métodos utilizados para calcular suas obrigações pós-emprego para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014. 22. PROVISÕES
A Companhia e suas controladas são partes em processos judiciais e administrativos, perante vários tribunais e órgãos governamentais, oriundos do curso normal de suas operações, envolvendo questões trabalhistas, cíveis, tributárias, ambientais, regulatórias e outros assuntos. Ações em que a Companhia é devedora A Companhia e suas controladas constituíram Provisões para as ações cuja expectativa de perda é considerada provável, baseada na sua avaliação e de seus assessores legais, para as quais será necessária uma saída de recursos financeiros para liquidar a obrigação, conforme segue: 31/12/2014 Adições Reversões Liquidações 2015
Trabalhistas 323 39 (35) (37) 290
Cíveis
373
Relações de Consumo 19 14 (2) (13) 18
Outras ações cíveis 24 10 - (6) 28
43 24 (2) (19) 46
Tributárias 72 5 (9) (1) 67
Ambientais 1 - (1) - -
Regulatórias 36 13 (3) - 46
Societárias (2) 239 30 - - 269
Outras 41 6 (9) (1) 37
TOTAL 755 117 (59) (58) 755
31/12/2013 Adições Reversões Liquidações
Adições em Combinação de Negócios
(1)
2014
Trabalhistas 146 250 (7) (66) - 323
Cíveis
Relações de Consumo 29 10 (10) (10) - 19
Outras ações cíveis 23 12 (6) (5) - 24
52 22 (16) (15) - 43
Tributárias 26 30 (18) (16) 50 72
Ambientais 1 1 (1) - - 1
Regulatórias 50 8 (22) - - 36
Societárias (2) - 239 - - - 239
Outras 31 14 (2) (2) - 41
Total 306 564 (66) (99) 50 755
1. Aquisição de participação adicional e do controle na Gasmig. que passou a ser consolidada em outubro de 2014. Mais detalhes vide Nota
Explicativa nº 14 destas Demonstrações Financeiras;
2. A discussão acerca da diferença na atualização monetária do Adiantamento para Futuro Aumento de Capital realizado pelo Governo do Estado de Minas Gerais foi provisionada em contrapartida ao resultado financeiro. Mais detalhes vide Nota Explicativa nº 26 destas Demonstrações Financeiras.
A Administração da Companhia, tendo em vista os prazos e a dinâmica dos sistemas judiciário, tributário e regulatório, acredita não ser praticável fornecer informações úteis aos usuários destas informações contábeis a respeito do momento de eventuais saídas de caixa, bem como de qualquer possibilidade de reembolsos. A Companhia acredita que eventuais desembolsos, em excesso aos montantes provisionados, após o desfecho dos respectivos processos, não afetarão, de forma relevante, o resultado das suas operações e a sua posição financeira. Os detalhes sobre as principais provisões e passivos contingentes são como segue, sendo esta a melhor expectativa dos desembolsos futuros para estas contingências:
Provisões constituídas para processos com expectativa de perda provável e passivos contingentes vinculados, relativos aos processos com expectativa de perda possível.
Trabalhistas
A Companhia e suas controladas são partes em diversas ações movidas por seus empregados e por empregados de empresas prestadoras de serviços. Essas ações
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versam, de modo geral, sobre horas extras, adicionais, verbas rescisórias, benefícios diversos, ajustes salariais e reflexos em plano de aposentadoria complementar. Além dessas ações, há outras ações relativas à terceirização de mão de obra, complementação e recálculo de pensões de aposentadorias pela Forluz e ajustes salariais. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$972 (R$794 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$290 foram provisionados (R$323 em 31 de dezembro de 2014), sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões. Em 31 de dezembro de 2014 a Companhia era parte em Dissídio Coletivo ajuizado pelo Sindicato dos Trabalhadores na Indústria Energética de Minas Gerais – SINDIELETRO mais 13 Federações/Sindicatos perante a Justiça do Trabalho, cuja decisão transitou em julgado em 23 de fevereiro de 2015, condenando-a a conceder aumento real por produtividade, nos salários dos seus empregados, à base de 3% (três por cento) a serem aplicados desde 01 de novembro de 2012, o valor envolvido nesta ação era de R$127. Em 2015, a ação foi baixada tendo em vista que a Companhia celebrou Acordo Específico com as entidades sindicais para o pagamento dos valores retroativos, referente ao período de 01 de novembro de 2012 a 28 de fevereiro de 2015, de forma parcelada através da folha de pagamento.
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Relações de Consumo A Companhia e suas controladas são partes em diversas ações cíveis relativas a indenizações por danos morais e materiais decorrentes, principalmente, de irregularidades na medição do consumo e cobranças indevidas durante o curso normal dos negócios, no montante de R$18 (R$30 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$17 (R$19 em 31 de dezembro de 2014) foram provisionados, sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões. Outras Ações Cíveis A Companhia e suas controladas são partes em diversas ações cíveis onde são requeridas indenizações por danos morais e materiais, entre outros, decorrentes de incidentes ocorridos durante o curso normal dos negócios, no montante de R$185 (R$175 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$29 (R$24 em 31 de dezembro de 2014) foram provisionados, sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões. Tributárias A Companhia e suas controladas são partes em diversos processos administrativos e judiciais relativos a tributos, onde são discutidos, dentre outros, assuntos relativos ao Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), Imposto sobre a Propriedade Territorial Urbana (IPTU), Imposto sobre a Propriedade Territorial Rural (ITR), Imposto sobre Transmissão Causa Mortis e Doação de Quaisquer Bens ou Direitos (ITCD), ao Programa de Integração Social (PIS), a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), ao Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ), à Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e aos embargos à execução fiscal. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$257 (R$266 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$69 foram provisionados (R$73 em 31 de dezembro de 2014), sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões. Ambientais A Companhia e suas controladas estão envolvidas em assuntos ambientais, os quais se referem a áreas protegidas, licenças ambientais, recuperação de danos ambientais e outros, no montante de R$26 (R$20 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$1 foi provisionado em 31 de dezembro de 2014, sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões.
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Regulatórias A Companhia e suas controladas são partes em diversos processos administrativos e judiciais onde são questionadas, principalmente: (i) os encargos tarifários cobrados nas faturas relativas ao uso do sistema de distribuição por auto-produtor; (ii) a violação de metas de indicadores de continuidade na prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica; (iii) a majoração tarifária ocorrida durante o plano de estabilização econômica do Governo Federal denominado “Plano Cruzado”, em 1986. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$202 (R$154 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$45 (R$35 em 31 de dezembro de 2014) foram provisionados, sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões. Societárias Diferença na atualização monetária do Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC) realizado pelo Governo do Estado de Minas Gerais Em 19 de dezembro de 2014, a Secretaria de Fazenda do Estado de Minas Gerais encaminhou Ofício à Cemig solicitando o recálculo dos valores relativos ao AFAC realizado em 1995, 1996 e 1998, devolvidos ao Estado de Minas Gerais em dezembro de 2011, para que o critério utilizado para a correção monetária fosse revisto pela Companhia, argumentando que a aplicação da taxa Selic seria a mais adequada, em substituição ao IGP-M. Em 29 de dezembro de 2014, a Companhia realizou um depósito administrativo para buscar a suspensão da exigibilidade do crédito cobrado pelo Estado, bem como a não inscrição do débito em dívida ativa e no Cadastro Informativo de Inadimplência em Relação à Administração Pública do Estado de Minas Gerais (CADIN). Baseada na opinião de nossos assessores jurídicos, a probabilidade de perda foi avaliada como provável e o valor provisionado, em contrapartida ao resultado financeiro foi de R$269 (R$239 em 31 de dezembro de 2014), sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar a discussão. Outros Processos no Curso Normal dos Negócios Quebra de Contrato – Prestação de Serviço de Limpeza de Faixas de Servidão e Aceiros A Companhia é parte em discussões quanto alegados prejuízos sofridos decorrentes de supostos descumprimentos contratuais quando da prestação de serviço de limpeza de faixas de servidão e aceiros. O valor provisionado foi de R$24 (R$24 em 31 de dezembro de 2014), sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar esta discussão.
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Outras Ações Adicionalmente às questões descritas acima, a Companhia está envolvida, como impetrante ou ré, em outros litígios, de menor relevância, relacionados ao curso normal de suas operações, no montante estimado de R$ 126 (R$99 em 31 de dezembro de 2014), dos quais R$12 foram provisionados (R$16 em 31 de dezembro de 2014), sendo esta a estimativa provável de recursos para liquidar estas discussões. A Administração acredita que possui defesa adequada para estes litígios e não são esperadas perdas relevantes, relacionadas a estas questões, que possam ter efeito adverso na posição financeira e no resultado das operações da Companhia. Passivos contingentes, cuja expectativa de perda é considerada possível e a Companhia acredita ter argumentos de mérito para a defesa judicial Impostos e Demais Contribuições A Companhia é parte em diversos processos administrativos e judiciais relativos a tributos. Os detalhes das principais discussões são como segue: Indenização do Anuênio A Companhia pagou uma indenização aos empregados, no exercício de 2006, no montante de R$178, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriam incorporados aos salários. A Companhia não efetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e Contribuição Previdenciária sobre este valor por considerar que essas obrigações não são incidentes sobre verbas indenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa no futuro, em função de uma interpretação divergente da Receita Federal e INSS, a Companhia impetrou mandados de segurança que permitiram o depósito judicial no valor de R$122, registrado na conta de Depósitos Vinculados a Litígios. O valor da contingência, atualizado, é de R$264 (R$239 em 31 de dezembro de 2014) e, com base nos argumentos acima, a Administração classificou a probabilidade de perda como possível. Contribuições Previdenciárias A Receita Federal do Brasil instaurou processos administrativos contra a Companhia, relativamente às contribuições previdenciárias sobre diversas rubricas: participação nos lucros e resultados - PLR, programa de alimentação do trabalhador (PAT), auxílio-educação, auxilio alimentação, Adicional Aposentadoria Especial, pagamentos de hora extra, exposição a risco no ambiente de trabalho, Sest/Senat e multa por descumprimento de obrigação acessória. A Companhia apresentou as defesas e aguarda julgamento. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$1.361 (R$1.221 em 31 de dezembro de 2014), e classificou a probabilidade de perda como possível tendo em vista, inclusive, a avaliação de perda na esfera judicial, fundamentada na avaliação dos pedidos e na jurisprudência relativa.
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Não homologação da Compensação de Créditos Tributários A Receita Federal do Brasil não homologou a declaração de compensação de créditos decorrentes de saldos negativos nas Declarações de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa Jurídica – DIPJ, além de pagamentos a maior, identificados pelos DARF’s e/ou DCTF’s, envolvendo os seguintes tributos: IRPJ, CSLL, PIS e COFINS. A Companhia está contestando a não homologação das compensações. O valor da contingência é de R$663 (R$655 em 31 de dezembro de 2014) e a probabilidade de perda foi classificada como possível pela Companhia, em razão do atendimento dos requisitos legais pertinentes, constantes no Código Tributário Nacional (CTN). Declarações de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa Jurídica (DIPJ) – restituição e compensação
A Companhia era parte em processo administrativo que envolvia pedidos de restituição e compensação de créditos decorrentes de saldos negativos apontados nas DIPJ’s dos anos calendário de 1997 a 2000, além de pagamentos a maior, identificados pelos DARF’s e DCTF’s correspondentes. Diante do esgotamento recursal na via administrativa foi proposta ação ordinária no valor aproximado de R$482 (R$432 em 31 de dezembro de 2014), classificada com probabilidade de perda possível em decorrência de nulidades na condução dos processos administrativos e no entendimento de que foram utilizadas premissas equivocadas pela fiscalização no julgamento administrativo, bem como análise da argumentação e documentação comprobatória da Companhia. Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) sobre ganho de capital em operação societária Receita Federal do Brasil autuou a Cemig, na condição de responsável solidária de sua controlada, em conjunto com Parati S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica (Parati), relativamente a Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) incidente sobre o ganho de capital em operação societária correspondente à compra, pela Parati, e venda, pela Enlighted, em 07 de julho de 2011, de 100% das participações na LUCE LLC (empresa com sede em Delaware, EUA), proprietária de 75,00% das quotas do Luce Brasil Fundo de Investimento em Participações (FIP Luce), detentor indireto, através da Luce Empreendimentos e Participações S.A., de, aproximadamente, 13,03% do capital total e votante de emissão da Light S.A. (Light). O valor da contingência é de, aproximadamente, R$202 (R$170 em 31 de dezembro de 2014), e a probabilidade de perda foi avaliada como possível.
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Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL)
A Receita Federal do Brasil lavrou autos de infração contra a Companhia nos exercícios de 2012 e 2013 em razão da não adição ou dedutibilidade indevida da base de cálculo da CSLL dos valores referentes às parcelas de: i) tributos com exigibilidade suspensa; ii) doações e patrocínios (Lei nº 8.313/91); e iii) multas por infrações de naturezas diversas. O montante desta contingência é de R$227 (R$203 em 31 de dezembro de 2014). A Companhia classificou a probabilidade de perda como possível em conformidade à análise da jurisprudência relativa. Questões Regulatórias Contribuição para Iluminação Pública (CIP) A Companhia é parte em diversos processos judiciais, cujo objeto é a declaração de nulidade da cláusula dos Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica para iluminação pública, firmados entre a Companhia e os diversos municípios de sua área de concessão e a restituição da diferença dos valores cobrados nos últimos 20 anos, caso seja reconhecido em juízo que tal cobrança é indevida. As ações se fundamentam em suposto equívoco da Companhia na estimativa de tempo utilizada para o cálculo do consumo de energia elétrica para iluminação pública, custeado pela CIP. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial em tais demandas, tendo em vista que a cobrança atualmente feita é fundamentada na Resolução Normativa da ANEEL nº 456/2000, e, portanto, não constituiu provisão para esta contingência, estimada em R$1.232 (R$1.457 em 31 de dezembro de 2014), tendo classificado a probabilidade de perda como possível em decorrência da inaplicabilidade do Código de Defesa do Consumidor, por se tratar de regulamentação própria do setor elétrico, sendo que a Cemig atendeu ao disposto nas Resoluções 414 e 456 da ANEEL, que tratam do assunto. Contabilização de operações com venda de energia pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) A AES Sul Distribuidora questiona, judicialmente, desde agosto de 2002, os critérios de contabilização das operações com venda de energia no Mercado Atacadista de Energia (MAE), antecessora da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), durante o período do racionamento, e obteve decisão judicial liminar favorável, em fevereiro de 2006, em que é determinado que a ANEEL atendesse ao pleito da Distribuidora e proceda, com a CCEE, a recontabilização e liquidação das operações durante o racionamento, desconsiderando o seu Despacho nº 288 de 2002. Tal medida deveria ser efetivada na CCEE, a partir de novembro de 2008, e implicaria um desembolso adicional para a Companhia, referente à despesa com compra de energia no mercado de curto prazo, com a CCEE, no valor aproximado de R$230 (R$195 em 31 de dezembro de 2014). A Companhia obteve em 09 de novembro de 2008, junto ao Tribunal Regional Federal, liminar suspendendo a obrigatoriedade de se depositar o valor devido, em decorrência da Liquidação Financeira Especial efetivada pela CCEE.
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A Companhia classificou a possibilidade de perda como possível em decorrência de se tratar de ação única, sem similar já julgada, bem como se tratar de Acordo Geral do Setor Elétrico, no qual a Companhia possui documentação hábil para suas alegações. Encargos de Serviços do Sistema - Resolução do Conselho Nacional de Política Energética
A Resolução CNPE nº 3, de 6 de março de 2013, estabeleceu novos critérios para o Rateio do custo do despacho adicional de usinas termelétricas. Pelos novos critérios, o custo dos Encargos do Serviço do Sistema (ESS) por motivo de segurança energética, que era rateado integralmente entre os consumidores livres e distribuidoras, passaria a ser rateado por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional (SIN), inclusive geradores e comercializadores.
Em maio de 2013, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE), da qual a Companhia é associada, obteve liminar sustando os efeitos dos artigos 2º e 3º da Resolução CNPE nº 3, isentando os geradores do pagamento do ESS em conformidade à Resolução mencionada. Em decorrência da Liminar, a CCEE efetuou a liquidação financeira de abril a dezembro de 2013, utilizando-se dos critérios anteriores à Resolução mencionada. Dessa forma, a Companhia efetuou o registro dos custos do ESS em conformidade aos critérios de liquidação financeira divulgados pela CCEE, sem os efeitos da Resolução CNPE nº 3. Os pedidos da Autora (APINE) foram julgados procedentes em primeira instância, confirmando o provimento liminar concedido às suas associadas, dentre elas a Cemig Geração e Transmissão e suas subsidiárias. Esta decisão foi objeto de Recurso de Apelação distribuído à 7ª Turma do TRF – 1ª Região, que aguarda julgamento. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$155 (R$127 em 31 de dezembro de 2014). Apesar da decisão favorável em 1ª instância, os assessores jurídicos da Associação ainda consideraram o risco de perda desta contingência como possível, com o que a Companhia concorda uma vez que ainda não há elementos que permitam prever o resultado do julgamento do Recurso de Apelação interposto pela União Federal.
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Ativo Imobilizado em Serviço - AIS Em agosto de 2014, a ANEEL lavrou auto de infração em razão da Companhia não ter atendido a todos os requisitos no que se refere à apropriação de custos nas obras e demais procedimentos adotados e seu atendimento à legislação em vigor. Trata-se de uma fiscalização inédita em relação à aplicação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. O montante desta contingência é de R$66 (R$59 em 31 de dezembro de 2014). A Companhia classificou a probabilidade de perda como possível, por acreditar ter argumentos de mérito para defesa judicial em tais demandas, em virtude da regularidade e legalidade dos atos normativos expedidos pela ANEEL, os quais norteiam as ações da Companhia, bem como em razão da conformidade das Resoluções Normativas da ANEEL em relação ao ordenamento jurídico, além da existência de interesse público na transferência dos ativos de energia elétrica, e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. Majoração tarifária Exclusão de Consumidores Inscritos como Baixa Renda O Ministério Público Federal impetrou Ação Civil Pública contra a Companhia e a ANEEL, objetivando evitar a exclusão de consumidores do enquadramento da Subclasse Tarifa Residencial de Baixa Renda, requerendo a condenação da Companhia ao pagamento em dobro da quantia paga em excesso pelos consumidores. O pedido foi julgado procedente, contudo, a Companhia e a ANEEL interpuseram recurso de apelação contra esta decisão e aguardam julgamento. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$222 (R$190 em 31 de dezembro de 2014). A Companhia classificou a possibilidade de perda como possível em decorrência de decisões favoráveis sobre este tema. Reajuste Tarifário Periódico – Neutralidade da Parcela A A Associação Municipal de Proteção ao Consumidor e ao Meio Ambiente (AMPROCOM) impetrou ação civil pública contra a Companhia e a ANEEL, objetivando a identificação de todos os consumidores que teriam sido lesados nos processos de revisão periódica e reajuste anual de energia elétrica, no período de 2002 a 2009, e a restituição, através de crédito nas faturas de energia elétrica, dos valores que lhes foram indevidamente cobrados, em razão da não desconsideração do impacto de variações futuras de demanda de consumo de energia em componentes de custo não gerenciáveis (Parcela A) e a incorporação indevida desses ganhos nos custos gerenciáveis da distribuidora (Parcela B), provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato. Trata-se de uma ação com potencialidade para impactar todas as concessionárias de Distribuição, o que poderia ensejar um novo Acordo do Setor Elétrico. O valor, estimado, da contingência é de R$276 (R$234 em 31 de dezembro de 2014). A Companhia classificou a possibilidade de perda como possível, por acreditar ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação.
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Ambientais Impactos Ambientais Decorrentes de Construção de Usinas Determinada associação do meio ambiente requereu, por meio de ação civil pública, indenização por suposto dano ambiental coletivo em função da construção e operação da usina hidrelétrica de Nova Ponte. Em decorrência de alterações promovidas na legislação ambiental e uniformização da jurisprudência, a Companhia, reavaliou os valores dos pedidos requeridos na ação para R$314 (R$254 em 31 de dezembro de 2014). A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial, associado ao fato da parte contrária não ter demonstrado elementos que comprovassem os seus argumentos, o que ensejará prova pericial para corroborar tais argumentos, assim, a Administração classificou a probabilidade de perda como possível.
O Ministério Público do Estado de Minas Gerais, determinada associação e particulares distribuíram Ações Civis Públicas (ACP’s) e Ações Populares requerendo que a Companhia invista, no mínimo, 0,5% da receita operacional bruta anual das usinas Emborcação, Pissarrão, Funil, Volta Grande, Poquim, Paraúna, Miranda, Nova Ponte, Rio de Pedras e Peti, desde 1997, na proteção e na preservação ambiental dos mananciais hídricos existentes nos municípios onde estão localizadas as usinas, e indenização proporcional aos danos ambientais causados, que não possam ser recuperados, decorrentes da omissão no cumprimento da Lei do Estado de Minas Gerais nº 12.503/1997. A Companhia interpôs recursos para o Superior Tribunal de Justiça (STJ) e para o Supremo Tribunal Federal (STF). A Companhia, baseada na opinião de seus assessores jurídicos, entende que se trata de discussão de matéria de índole infraconstitucional (existência de Lei Federal com objeto análogo) e matéria constitucional no que se refere à constitucionalidade ou não da norma estadual, a decisão final compete ao STJ e ao STF. Nenhuma provisão foi constituída, uma vez que a Administração classificou a probabilidade de perda como possível e o valor da contingência é de R$99 (R$77 em 31 de dezembro de 2014). O Ministério Público do Estado de Minas Gerais ajuizou ações civis públicas requerendo a formação de Área de Preservação Permanente (APP) no entorno do reservatório da usina hidrelétrica de Capim Branco, suspensão dos efeitos das licenças ambientais e recuperação de supostos danos ambientais. A Companhia, baseada na opinião de seus assessores jurídicos acerca das alterações ocorridas no novo código florestal e na jurisprudência relativa ao tema, classificou a probabilidade de perda nesta discussão como possível, e o valor estimado da contingência é de R$64 (R$24 em 31 de dezembro de 2014).
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Outros Passivos Contingentes Quitação Antecipada da CRC – Contas de Resultado a Compensar
A Companhia é parte em um processo administrativo junto ao Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais no qual está sendo questionada uma diferença de valores relativa ao desconto oferecido pela Cemig para antecipação da quitação de Contrato de Cessão do Crédito que a companhia detinha na Conta de Resultados a Compensar (CRC) para o Estado de Minas Gerais, concluída no primeiro trimestre de 2013, bem como à possível oneração indevida do Estado após a assinatura de Termos Aditivos que visaram a restabelecer o equilíbrio econômico financeiro do Contrato. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$363 (R$328 em 31 de dezembro de 2014) e a Companhia acredita ter atendido aos requisitos legais, baseando-se no Parecer do Ministério Público de Contas do Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais. Dessa forma, a probabilidade de perda foi avaliada como possível, uma vez que a Companhia acredita que o ajuste se deu em fiel observância à legislação aplicável à espécie. Programa Luz para Todos – questionamento contratual de fornecedores A Companhia é parte em discussões quanto a alegados prejuízos sofridos por terceiros decorrentes de supostos descumprimentos contratuais quando da implantação de parte do programa de eletrificação rural Luz Para Todos, o que ocasionou desequilíbrio econômico dos contratos. O montante estimado é de R$202 (R$183 em 31 de dezembro de 2014) e nenhuma provisão foi constituída. A Companhia classificou a possibilidade de perda como possível em decorrência da análise realizada da argumentação e documentação utilizadas pelos contratados ao responsabilizá-la por eventuais prejuízos apresentados.
Adicionalmente, a Companhia é parte em outras discussões decorrentes de supostos descumprimentos de contratos relacionados ao curso normal de suas operações, no montante estimado de R$33 (R$25 em 31 de dezembro de 2014). Irregularidades em Procedimentos Licitatórios A Companhia é parte em discussão quanto a supostas irregularidades em procedimentos licitatórios, regidos por edital de pregão eletrônico. O montante estimado, em 31 de dezembro de 2015, é de R$24 (R$39 em 31 de dezembro de 2014) e nenhuma provisão foi constituída. A Companhia classificou a possibilidade de perda como possível em decorrência da análise de jurisprudência sobre este tema.
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Alteração do índice de correção monetária dos processos trabalhistas
O Tribunal Superior do Trabalho (TST), considerando posição adotada pelo Supremo Tribunal Federal (STF) em duas ações diretas de inconstitucionalidade que tratavam do índice de correção monetária de precatórios federais, decidiu, em 04 de agosto de 2015, que os créditos trabalhistas deveriam ser atualizados com base na variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo Especial (IPCA-E), em substituição à Taxa Referencial (TR), para as ações trabalhistas que discutissem dívidas posteriores a 30 de junho de 2009 nos processos em aberto. Em 16 de outubro de 2015, foi publicada liminar concedida pelo STF que suspendeu os efeitos da decisão do TST, por entender que é competência exclusiva do STF apreciar a existência de repercussão geral da matéria constitucional. O valor estimado da diferença entre os índices de correção monetária dos processos trabalhistas é de R$140, e nenhuma provisão adicional foi constituída, em decorrência da Companhia, com base na avaliação de seus assessores jurídicos, ter avaliado a probabilidade de perda como possível, em decorrência da decisão do STF e da inexistência de posicionamento jurisprudencial consolidado ou análise da doutrina acerca do tema, após a liminar concedida pelo Supremo Tribunal Federal. 23. PATRIMÔNIO LÍQUIDO E REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS
Em 31 de dezembro de 2015, o Capital Social da Companhia é de R$6.294, representado por 420.764.708 ações ordinárias e 838.076.946 preferenciais, ambas com valor nominal de R$5,00, assim distribuídas:
Acionistas
Quantidade de Ações em 2015
Ordinárias % Preferenciai
s % Total %
Estado de Minas Gerais 214.414.739 51 - - 214.414.739 17
Outras Entidades do Estado 56.703 - 10.418.812 1 10.475.515 1
AGC Energia S.A. 138.700.848 33 42.671.763 5 181.372.611 15
Outros
No País 58.127.167 14 179.358.041 21 237.485.208 18
No Exterior 9.465.251 2 605.628.330 73 615.093.581 49
Total 420.764.708 100 838.076.946 100 1.258.841.654 100
Shareholders Quantidade de Ações em 2014
Ordinárias % Preferenciais % Total % Estado de Minas Gerais 214.414.739 51 - - 214.414.739 17
Outras Entidades do Estado 56.703 - 79.001.657 9 79.058.360 7
AGC Energia S.A. 138.700.848 33 42.671.763 5 181.372.611 15
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Outros
No País 57.399.306 14 129.586.308 16 186.985.614 14
No Exterior 10.193.112 2 586.817.218 70 597.010.330 47
Total 420.764.708 100 838.076.946 100 1.258.841.654 100
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(a) Lucro por ação O número de ações utilizado no cálculo do lucro básico e diluído por ação é como segue: Quantidade de ações 2015 2014 2013 Ações ordinárias
420.764.708
420.764.708
420.764.708
Ações preferenciais 838.07
6.946
838.076.946
838.076.946
1.258.
841.654
1.258.841.65
4
1.258.841.654
Ações em Tesouraria (560.718) (560.718) (560.718)
Total 1.258.
280.936
1.258.280.93
6
1.258.280.93
6
A Companhia não possui instrumentos dilutivos e cada classe de ação participa igualmente dos lucros apresentados. Dessa forma, o cálculo do lucro básico e diluído por ação é como segue: 2015 2014 2013 Lucro Líquido (A) 2.469 3.137 3.104 Total de ações (B)
1.258.280.936
1.258.280.936
1.258.280.936
Lucro básico e diluído por ação (A/B) (R$) 1,96 2,49 2,47
Acordo de Acionistas Em 01 de agosto de 2011, o Governo do Estado de Minas Gerais assinou com a AGC Energia S.A. um Acordo de Acionistas, com interveniência e anuência do BNDES Participações S.A. com vigência de quinze anos. O acordo mantém o Estado de Minas Gerais como controlador hegemônico, isolado e soberano da Companhia e atribui à
387
AGC Energia algumas prerrogativas com a finalidade de contribuir para a continuidade do crescimento sustentável da Companhia, dentre outras disposições. (b) Reservas A composição das contas Reservas de Capital e Reservas de Lucros é demonstrada como segue: Reservas de Capital e Ações em Tesouraria 2015 2014 2013 Doações e Subvenções para Investimentos 1.857 1.857 1.857 Ágio na Emissão de Ações 69 69 69 Correção Monetária do Capital (1) (1) (1)
1.925 1.925 1.925
A Reserva de Doações e Subvenções para investimentos refere-se, basicamente, à compensação pelo Governo Federal, da diferença entre a lucratividade obtida pela Cemig até março de 1993 e o retorno mínimo garantido pela legislação vigente à época. As Ações em Tesouraria referem-se ao repasse pelo FINOR, de ações oriundas dos recursos aplicados nos projetos da Cemig na área da SUDENE, em função de incentivo fiscal. Reservas de Lucros 2015 2014 2013 Reserva Legal 853 853 853 Reserva Estatutária 57 57 2.861 Reserva de Retenção de Lucros 2.906 1.655 71 Reserva de Incentivos Fiscais 50 29 - Reserva Obrigatória Dividendo não Distribuído - - 55 Reservas de Lucros 797 4.663 2.594 3.840
Reserva Legal A constituição da Reserva Legal é obrigatória, até os limites estabelecidos por lei, e tem por finalidade assegurar a integridade do Capital Social, condicionada a sua utilização à compensação de prejuízos ou ao aumento do capital. A Companhia deixou de constituir em 2015 a Reserva Legal por ter atingido os limites legais. Reserva Estatutária A Reserva Estatutária destina-se ao pagamento futuro de dividendos extraordinários, conforme artigo 28 do Estatuto Social. Reserva de Retenção de Lucros
388
As Reservas de Retenção de Lucros referem-se aos lucros não distribuídos em exercícios anteriores para garantir a execução do Programa de Investimentos da Companhia e amortizações de empréstimos e financiamentos previstos para o exercício de 2016. As retenções são suportadas pelos orçamentos de capital aprovados pelo Conselho de Administração nos períodos em referência. Reserva de Incentivos Fiscais
A Receita Federal do Brasil reconheceu o direito à redução de 75% do Imposto de Renda, inclusive do adicional, calculado com base no lucro da exploração na região da Sudene pelo prazo de 10 anos, a partir do ano-calendário de 2014. O valor do incentivo registrado foi de R$21 (R$29 em 2014). Esta reserva não pode ser utilizada para o pagamento de dividendos. (c) Dividendos Dividendos ordinários Do Lucro Líquido do Exercício, 50,00% devem ser utilizados para distribuição como dividendo obrigatório aos acionistas da Companhia, conforme previsto no Estatuto Social da Companhia. As ações preferenciais gozam de preferência na hipótese de reembolso de capital e participam dos lucros em igualdade de condições com as ações ordinárias. As ações preferenciais têm direito a um dividendo mínimo anual igual ao maior valor entre 10% sobre o seu valor nominal e 3% do valor do Patrimônio Líquido das ações. As ações do Capital Social da Cemig, de propriedade de particulares, têm, estatutariamente, assegurado o direito a dividendos mínimos de 6% ao ano sobre o valor nominal de suas ações, nos exercícios em que a Cemig não obtiver lucros suficientes para pagar dividendos a seus acionistas, garantia esta dada pelo Estado de Minas Gerais, nos termos do artigo 9º da Lei Estadual nº 828, de 14 de dezembro de 1951, e do artigo 1º da Lei Estadual nº 8.796, de 29 de abril de 1985. De acordo com o Estatuto Social da Companhia, caso a Companhia seja capaz de pagar dividendos acima do mínimo obrigatório exigido para os acionistas preferenciais, e o restante do lucro líquido seja suficiente para oferecer dividendos iguais para ambas as ações ordinárias e preferenciais, então os dividendos por ação será o mesmo para ambos os detentores de ações ordinárias e preferenciais. A Companhia distribuiu dividendos iguais por ação para todos os períodos apresentados. Os dividendos declarados serão pagos em 2 (duas) parcelas iguais, a primeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do ano subsequente à geração do lucro, cabendo à Diretoria, observados estes prazos, determinar os locais e processos de pagamento.
389
390
O cálculo dos dividendos propostos para distribuição aos acionistas em função do resultado do exercício de 2015 está demonstrado a seguir: Cálculo dos Dividendos Mínimos Estatutários das Ações Preferenciais 2015 2014 2013 Valor Nominal das Ações Preferenciais 4.190 4.190 4.190
Percentual sobre o Valor Nominal das Ações Preferenciais 10,00% 10,00% 10,00%
Valor dos Dividendos de acordo com o 1º critério de pagamento 419 419 419
Valor do Patrimônio Líquido 12.984 11.281 12.638
Percentual das Ações Preferenciais sobre o Patrimônio Líquido (liquido de ações em tesouraria) 66,58% 66,58% 66,58% Participação das Ações Preferenciais no Patrimônio Líquido 8.645 7.511 8.415
Percentual sobre o Valor do Patrimônio Líquido das Ações 3,00% 3,00% 3,00%
Valor dos Dividendos de acordo com o 2º critério de pagamento 259 225 252
Dividendos Estatutários Mínimos Obrigatórios das Ações Preferenciais 419 419 419
Dividendos Obrigatórios Resultado do Exercício 2.469 3.137 3.104
Dividendo Obrigatório – 50.00% do lucro líquido 1.235 1.568 1.552
Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) sobre os Juros sobre o Capital Próprio 22 27 49 1.257 1.595 1.601 Dividendos registrados em conformidade ao previsto no Estatuto Juros sobre o Capital Próprio 200 230 533
Dividendos ordinários 1.056 567 1.068
1.256 797 1.601 Dividendos Adicionais Propostos - 55 Total de dividendos (líquido de imposto de renda retido na fonte sobre juros sobre capital próprio) 1.256 797 1.656 Total do Dividendo para Ações Preferenciais 836 531 1.103 Total do Dividendo para Ações Ordinárias 420 266 553 Dividendos por valor unitário – R$ Dividendos Mínimos Estatutários para as Ações Preferenciais 0,50 0,50 0,50
391
Dividendo Obrigatório (incluindo o IRRF sobre os juros sobre o capital próprio) 1,00 1,27 1,27 Dividendos Propostos 1,00 0,63 1,32 Destinação do Resultado de 2015 - Proposta da Administração O Conselho de Administração deliberou encaminhar à Assembleia Geral Ordinária (“AGO”), realizada em 29 de abril de 2016, a seguinte proposta de destinação do Lucro Líquido de 2015, no montante de R$2.491 e do saldo de Lucros Acumulados de R$60:
R$634 sejam destinados como dividendos mínimos obrigatórios aos acionistas da Companhia, conforme segue:
- R$200 na forma de Juros sobre o Capital Próprio (“JCP”), a serem pagos em duas parcelas iguais, sendo a primeira até 30 de junho de 2016 e a segunda até 30 de dezembro de 2016, fazendo jus os acionistas que tiverem seus nomes inscritos no Livro de Registros de Ações Nominativas em 26 de dezembro de 2015;
- R$434 na forma de dividendos de 2015, a serem pagos até 30 de dezembro de 2016, fazendo jus os acionistas que tiverem seus nomes inscritos no Livro de Registros de Ações Nominativas na data da realização da AGO;
R$634 sejam mantidos no Patrimônio Líquido na conta de Reserva de dividendos obrigatórios não distribuídos para serem pagos assim que a situação financeira da Companhia o permitir;
1.262 sejam mantidos no Patrimônio Líquido na conta de Reserva de Retenção de Lucros, para garantir os investimentos consolidados da Companhia previstos para o exercício de 2016, conforme orçamento de capital;
R$21 sejam mantidos no Patrimônio Líquido na conta de Reserva de Incentivos Fiscais referente aos incentivos fiscais obtidos em 2015 em função dos investimentos realizados na região da Sudene.
Os Juros sobre capital próprio, no montante de R$200, foram considerados e compensados no cálculo do dividendo obrigatório de 2015, o que corresponde a R$0,16 por ação, sendo apurado um benefício fiscal de R$68. (d) Ajustes de Avaliação Patrimonial
Ajustes de Avaliação Patrimonial 2015 2014 2013 Ajustes de Passivos Atuarias – Benefícios a Empregados
(120) (14) (6)
392
Resultado Abrangente em Controlada e Controlada em Conjunto
Custo Atribuído de Ativos Imobilizados 720 780 850 Ajustes de Conversão de Balanço 81 26 17 Ajustes de Passivos Atuariais – Benefícios a Empregados
(579) (324) (282)
222 482 585
Ajustes de Avaliação Patrimonial 102 468 579
Os Ajustes de Conversão referem-se à diferença cambial apurada na conversão das Demonstrações Financeiras da Transchile com base nas taxas de final de exercício para ativos e passivos, registrada diretamente nessa conta de Patrimônio Líquido citada. Os valores registrados como custo atribuído dos ativos de geração devem-se à avaliação dos ativos de geração, com a definição do seu valor justo pelo custo de reposição na adoção inicial das normas contábeis internacionais em 1º de janeiro de 2009. A nova avaliação dos ativos de geração implicou em um aumento no valor desses ativos, com o registro na conta específica do Patrimônio Líquido, líquido dos efeitos fiscais. 24. RECEITA
2015 2014 2013
Fornecimento Bruto de Energia Elétrica (a)
22.526
17.232
14.741
Receita de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição – TUSD (b)
1.465
855 1.008
CVA e Outros Componentes Financeiros (c)
1.704 1.107
-
Receita de Transmissão
Receita de Concessão de Transmissão (d)
261
557 404
Receita de Construção de Transmissão (e)
146
80 91
Receita de Indenização de Transmissão (f)
101
420 21
Receita de Construção de Distribuição (e)
1.106
861 884
Transações com energia na CCEE (g)
2.425
2.348 1.193
Fornecimento de Gás
1.667 422
-
Outras Receitas Operacionais (h) 1.284 1.047
393
1.440
Impostos e Encargos Incidentes sobre a Receita (i)
(11.549)
(5.626)
(4.762)
Receita Operacional Líquida
21.292
19.540
14.627
a) Fornecimento Bruto de Energia Elétrica A composição do Fornecimento de Energia Elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte: GWh (1) R$
2015 2014 2013 2015 2014 2013
Residencial
9.830
10.014 9.473
7.297 5.183 4.518
Industrial
22.969
26.026 23.452
5.781 4.793 4.023
Comércio. Serviços e Outros
6.434 6.395 6.036
3.956 2.786 2.354
Rural
3.380 3.390 3.028
1.407 908 741
Poder Público
892 891 861
548 381 328
Iluminação Pública
1.326 1.298 1.267
533 358 311
Serviço Público
1.204 1.273 1.242
540 369 320
Subtotal
46.035
49.287 45.359
20.062
14.778 12.595
Consumo Próprio 38 37 35 - - Fornecimento não Faturado Líquido
- - 257
144 2
46.073 49.324 45.394 20.319
14.922
12.597
Suprimento a Outras Concessionárias (2)
10.831
14.146 16.127
2.207 2.310 2.144
Total 56.904
63.470 61.521 22.526
17.232 14.741
(1) Informações não auditadas pelos auditores independentes; (2) Inclui Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) e contratos bilaterais com outros agentes.
b) Receita de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição – TUSD
394
Parcela representativa dos Grandes Consumidores Industriais na área de concessão da Cemig Distribuição estão na condição de “livres”, com a venda de energia para estes consumidores realizada, por meio da Cemig Geração e Transmissão e outras geradoras. Dessa forma, os encargos referentes ao uso da rede de distribuição (“TUSD”) desses consumidores livres, são cobrados, separadamente com o registro nesta rubrica. c) Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA) e de Outros
Componentes Financeiros As receitas decorrentes das variações da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA) e de Outros Componentes Financeiros passaram a ser reconhecidas a partir dos aditamentos dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, realizados em 10 de dezembro de 2014. Os montantes reconhecidos decorrem de saldos constituídos no último reajuste tarifário e ainda não amortizados, bem como das constituições realizadas no período corrente a serem homologadas no próximo reajuste tarifário. Mais informações na nota explicativa nº 13. d) Receita de Concessão de Transmissão A Receita de Transmissão é composta da seguinte forma:
Receita de Concessão de Transmissão, que inclui a parcela recebida dos agentes do setor elétrico referente à operação e manutenção das linhas de transmissão;
Receita de Sistema de Conexão de Geração, decorrente dos ativos de transmissão pertencentes às unidades geradoras.
e) Receita de Construção A Receita de Construção é substancialmente compensada pelos custos de construção e corresponde aos investimentos da Companhia no período em ativos das concessões de transmissão e distribuição. f) Receita de Indenização da Transmissão
Em junho de 2014, a Cemig GT reverteu provisão registrada em 2012 no valor de R$63,
referente aos investimentos em transmissão realizados no período de maio a dezembro
de 2012 e que foram incluídos no Laudo de avaliação protocolado na ANEEL em 31 de
395
julho de 2014. Essa provisão foi registrada na época em função de incertezas relacionadas
ao processo de indenização dos ativos referentes ao período mencionado.
Em dezembro de 2014, a Cemig GT registrou uma receita de R$357 referente à diferença
entre o valor do Laudo preliminarmente fiscalizado pela ANEEL, que corresponde a uma
indenização de R$954 (líquido dos R$285 já recebidos), e o valor contábil de R$597. Mais
informações na Nota Explicativa nº 13.
Em 2015 a Cemig GT reconheceu no resultado financeiro o valor de R$101
correspondente à atualização, pelo IGP-M, do saldo de indenização a receber existente
em dezembro de 2014 (R$954). O montante a receber em 31 de dezembro de 2015
corresponde a R$1.054. Mais informações na Nota Explicativa nº 13.
g) Receita de Transações com energia na Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE)
A receita com transações com energia na CCEE corresponde à apuração mensal do resultado líquido positivo das liquidações das operações de compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo, no âmbito da CCEE. h) Outras Receitas Operacionais
2015 2014 2013
Serviço Taxado
14 11 10 Serviço de Telecomunicações 134 135 127 Prestações de Serviços 131 118 122 Subvenções (*) 996 790 673
Aluguel e Arrendamento
93 81 57
Outras
72 149 58 1.440 1.284 1.047
(*) Receita reconhecida em decorrência dos subsídios incidentes nas tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica. que são reembolsados pela ELETROBRAS.
i) Impostos e Encargos Incidentes Sobre a Receita
2015 2014 2013 Tributos sobre a Receita
ICMS 4.487
3.198 2.780
COFINS 2.263 1.301
396
1.628
PIS-PASEP 491
353 282
Outros 6 6 5 7.247
5.185 4.368
Encargos do Consumidor
Reserva Global de Reversão – RGR 36
39 70
Programa de Eficiência Energética – PEE 45
47 40
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.870
211 132
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC - - 25
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D 47
49 41
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT
47 48
33
Pesquisa Expansão Sistema Energético – EPE/MME
24 24
18
Encargos do Consumidor - PROINFA 27
29 27
Adicional 0.30% Lei 12.111/09 (Recuperação de despesas) (1)
- (6)
8
Encargos do Consumidor - Bandeiras Tarifárias 1.067 - - Outros 139 - - 4.302 441 394
11.549 5.626
4.762
(1) Ressarcimento reconhecido pela Companhia no primeiro trimestre de 2014. conforme Ofício 782/2013 autorizado pela ANEEL. em
função de recolhimento excedente
25. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
2015 2014 2013
Pessoal (a) 1.435 1.252 1.284 Participação dos Empregados e Administradores no Resultado 137 249 221 Obrigações Pós-Emprego 156 212 176 Materiais 154 381 123 Serviços de Terceiros (b) 899 953 917 Energia Elétrica Comprada para Revenda (c) 9.542 7.428 5.207 Depreciação e Amortização 835 801 824 Provisões Operacionais (d) 1.401 581 305 Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 999 744 575 Gás Comprado para Revenda 1.051 254 - Custos de Construção de Infraestrutura (e) 1.252 942 975
397
Outras Despesas Operacionais Líquidas (f) 456 654 624
18.317 14.451 11.231
a) Pessoal
2015 2014 2013 Remunerações e Encargos 1.273 1.098 1.039 Contribuições para Suplementação de Aposentadoria – Plano de Contribuição Definida
85
80 77
Benefícios Assistenciais 142 144 140
1.500 1.322 1.256
Provisão de Programa de Desligamento Voluntário de Empregados
2
4 78
(-) Custos com Pessoal Transferidos para obras (67)
(74) (50)
(65)
(70) 28
1.435 1.252 1.284
b) Serviço de Terceiros
2015 2014 2013 Leitura de Medidores/Entrega de Contas 122 184 183
Comunicação
64 67
63
Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos
238 230
208
Conservação e Limpeza de Prédios 100 91 87
Mão de Obra Contratada
6 7
17
Fretes e Passagens
10 11
8
Hospedagem e Alimentação
17 18
15
Vigilância
28 26
23
Consultoria
17 24
21
Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios
46 37
38
Manutenção e Conservação de Veículos
11 12
9
Corte e Religação
26 19
17
398
Meio Ambiente
22 29
27
Serviços Advocatícios
24 33
32
Poda de Árvores
23 23
24
Limpeza de Faixa
30 29
32
Reprografia e Publicações Legais
14 9
9
Inspeção de Unidades Consumidoras
4 4
5
Impressão de Notas Fiscais e Contas de Energia Elétrica 4 5 7 Outros 93 95 92
899 953 917
c) Energia Elétrica Comprada para Revenda 2015 2014 2013 Energia de Itaipu Binacional 1.734 830 1.016 Contratos por Cotas de Garantia Física 252 221 226 Cotas das Usinas de Angra I e II 200 179 160 Energia de curto prazo 935 1.263 304 PROINFA 253 262 256 Contratos Bilaterais 326 380 333 Energia adquirida através de Leilão no Ambiente Regulado
3.978 3.242 2.121
Energia adquirida no Ambiente Livre 2.762 1.762 1.285 Créditos de PASEP-COFINS (898) (711) (494)
9.542 7.428 5.207
Em 2015, em função do baixo nível dos reservatórios, os geradores hidrelétricos geraram uma quantidade de energia inferior a de seus compromissos contratuais, medida através do GSF (Generation Scaling Factor), fazendo com que as geradoras adquirissem no mercado de curto prazo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE o déficit resultante, aos elevados Preços de Liquidação de Diferenças – PLD’s. Em função dessa questão, o Ministério das Minas e Energia, por meio da Medida Provisória nº 688, convertida na Lei nº 13.203/2015, definiu os critérios e condições
399
para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica por agentes participantes do MRE, tendo sido dispostas tanto as condições para o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) quanto para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Após os estudos realizados, a Companhia decidiu pela adesão apenas no ACR, para as usinas de Queimado e Irapé, o que implicou em um registro de ativo regulatório no exercício de 2015 no valor de R$63, com a redução da despesa com energia de curto prazo. d) Provisões (Reversões) Operacionais
2015 2014 2013 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - PCLD 175 127 121 Provisão (Reversão) para Contingências
Trabalhistas 4 242 171 Cíveis 22 6 (16) Tributárias (4) 13 (5) Ambientais (1) - (4) Regulatórias 10 (14) 16 Outras (3) 12 22
28 259 184 Provisão em opções de Investimentos Opção de venda Parati (Nota 14) 1.079 166 - Opção de venda SAAG (Nota 14) 119 29 - 1.401 581 305
e) Custo de Construção
2015 2014 2013 Pessoal e Administradores
65
60 52
Materiais 521
415
387
Serviços de Terceiros 504
385
461
Outros 162
82
75
400
1.252
942
975
f) Outras Despesas Operacionais Líquidas
2015 2014 2013
Arrendamentos e Aluguéis 102 112 104 Propaganda e Publicidade
11 19
43
Consumo Próprio de Energia Elétrica 21
17 13
Subvenções e Doações 31
50 40
Concessão Onerosa 7
23 22
Impostos e Taxas (IPTU. IPVA e outros) 6
107 85
Seguros 9
9 8
Anuidade CCEE 8
7 8
Prejuízo Líquido na Desativação e Alienação de Bens
60
100 83
FORLUZ – Custeio Administrativo 22
22 22
Outras Despesas 179 188 196
456 654 624
Arrendamento Mercantil Operacional
A Companhia possui contratos de Arrendamento Mercantil Operacional relacionados, basicamente, a veículos e edificações prediais utilizadas em suas atividades operacionais, e não são relevantes em relação aos custos totais da Companhia.
26. RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS
2015 2014 2013 RECEITAS FINANCEIRAS Renda de Aplicação Financeira
251
298 300
Acréscimos Moratórios de Contas de Energia 230
166 159
Variações Cambiais 76
15 16
Variação Monetária 36
53 -
Variação Monetária e Cambial - CVA - -
401
68 Variação Monetária de Depósitos Vinculados a Litígios
212
- 209
PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras
(84)
(38) 81
Atualização do Ativo Financeiro - Base de Remuneração de Ativos
606
58 5
Multas Contratuais 16
10 19
Ajuste ao Valor Presente
2 - -
Gains on financial instruments -
- 2
Monetary updating of CRC Account -
- 43
Other 56
31 51
1.469 593 885
DESPESAS FINANCEIRAS
Encargos de Empréstimos e Financiamentos (1.386)
(931) (698)
Variações Cambiais (172)
(26) (45)
Variação Monetária – Empréstimos e Financiamentos
(387)
(271) (235)
Variação Monetária – Concessão Onerosa (11)
(17) (24)
Encargos e Variação monetária de Obrigação Pós-Emprego
(129)
(99) (95)
Variação Monetária – AFAC Governo do Estado de Minas Gerais
(30)
(239) -
Outras (89) (111) (97)
(2.204) (1.694) (1.194)
RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO (735) (1.101) (309)
As despesas com PASEP/COFINS são incidentes sobre os juros sobre o capital próprio.
402
27. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Os principais saldos e transações consolidados com partes relacionadas da Companhia são como segue:
EMPRESAS ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESA
2015 2014 2015 2014 2015 2014 2013 2015 2014 2013
Controlador
Governo do Estado de Minas Gerais
Circulante
Consumidores e Revendedores (1) 19 3 - - 150 105 88 - - -
Financiamentos – BDMG - - 9 1 - - - (2) (1) (1)
Debêntures (2) - - - - - - - - (30) (7)
Não Circulante
Depósito Administrativo – AFAC (3) - - 269 239 - - - - - -
Financiamentos – BDMG - - 50 13 - - - - - -
Controlada em conjunto
Aliança Geração
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) - - 11 - - - - (106) - -
Prestação de serviços (5) - - - - 6 - - - - -
Baguari Energia
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) - - 1 - - - - (6) (6) (6)
Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 6 20 - - - - - - - -
Madeira Energia
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) - - 16 2 - - - (638) (124) -
Adiantamento para entrega futura de energia 87 - - - - - - - - -
Pipoca
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) - - 1 - - - - (11) - -
Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 1 - - - - - - - - -
Renova
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) - - 2 1 - - - (12) (12) -
Não Circulante
Contas a Receber 60 - - - - - - - - -
TAESA
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) - - 11 4 - - - (94) (33) (29)
Light
Circulante
Operações com Energia Elétrica (4) 1 - - - 47 9 20 (1) - -
Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 44 41 - - - - - - - -
Parati
Circulante
Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 9 8 - - - - - - - -
Axxiom
Circulante
Prestação de serviços (6) - - 6 2 - - - - - -
Juros sobre Capital Próprio e Dividendos - - - - - - - - - -
403
EMPRESAS ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESA
2015 2014 2015 2014 2015 2014 2013 2015 2014 2013
Outras partes relacionadas FIC Pampulha Circulante Títulos e Valores Mobiliários 1.031 1.107 - - 115 181 - - - -
Não Circulante Títulos e Valores Mobiliários 17 17 - - - - - - - -
FORLUZ
Circulante Obrigações Pós-emprego (7) - - 76 65 - - - (129) (99) (101) Despesa com pessoal (8) - - - - - - - (85) (80) (77) Custeio Administrativo (9) - - - - - - - (22) (22) (22) Arrendamento Operacional (10) - - 2 1 - - - (18) (17) (17)
Não Circulante Obrigações Pós-Emprego (7) - - 1.270 735 - - - - - -
Cemig Saúde
Circulante Plano de Saúde e odontológico (11) - - 79 74 - - - (146) (135) (91)
Não Circulante Plano de Saúde e odontológico (11) - - 1.275 1.078 - - - - - -
As principais condições relacionadas aos negócios entre partes relacionadas estão demonstradas a seguir:
(1) Refere-se à venda de energia ao Governo do Estado de Minas Gerais, sendo que as operações foram realizadas em termos equivalentes aos que prevalecem nas transações com partes independentes, considerando que o preço da energia é aquele definido pela ANEEL através de resolução referente ao reajuste tarifário anual da companhia;
(2) Emissão Privada de Debêntures Simples não conversíveis em ações no valor de R$120.000, atualizada pelo Índice Geral de Preços – Mercado (IGP-M), para a conclusão da Usina Hidrelétrica de Irapé, com resgate após 25 anos da data de emissão. Em 30 de dezembro de 2014, a Cemig Geração e Transmissão, realizou a aquisição facultativa da totalidade das debêntures subscritas pelo Estado de Minas Gerais, emitidas para a construção e implantação da Usina Hidrelétrica (UHE) Irapé.
(3) Refere-se a recálculo de correção monetária de valores relativos ao AFAC devolvidos ao Estado de Minas Gerais (vide Nota Explicativa nº 22);
(4) As operações de venda e compra de energia elétrica, entre geradores e distribuidores, foram realizadas através de leilões organizados pelo Governo Federal e as operações de transporte de energia elétrica, realizadas pelas transmissoras, decorrem da operação centralizada do Sistema Interligado Nacional realizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Estas operações ocorrem em termos equivalentes aos que prevalecem nas transações com partes independentes;
(5) Refere-se a contrato de prestação de serviço de operação e manutenção de usina; (6) Refere-se a obrigações e despesas com desenvolvimento de software de gestão; (7) Os contratos da Forluz são reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) do Instituto
Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) (vide Nota Explicativa nº 21) e serão amortizados até o exercício de 2024; (8) Contribuições da Companhia para o Fundo de Pensão referente aos empregados participantes do Plano Misto e
calculadas sobre as remunerações mensais (vide Nota Explicativa nº 25) em conformidade ao regulamento do Fundo; (9) Recursos para o custeio administrativo anual do Fundo de Pensão em conformidade a legislação específica do setor. Os
valores são estimados em um percentual da folha de pagamento da Companhia; (10) Aluguel do edifício sede; (11) Contribuição pela patrocinadora ao plano de saúde e odontológico dos empregados (vide Nota Explicativa nº 21).
Vide mais informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 8, 17 e 24.
404
Adiantamento para entrega futura de energia elétrica à Santo Antônio Energia S.A.
(SAESA)
A Cemig Geração e Transmissão (Cemig GT) realizou, em 06 de fevereiro de 2015, adiantamento de entrega futura de energia elétrica no montante de R$75, conforme condição do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica firmado entre a Cemig GT e SAESA em 19 de março de 2009. Para efeito de quitação, este valor será atualizado a uma taxa de 135% do CDI e será compensado com os faturamentos que serão realizados pela SAESA em função do suprimento de energia.
O valor atualizado em 31 de dezembro de 2015 é de R$87, com previsão contratual para compensação integral deste saldo com os faturamentos pela SAESA até março de 2016. A compensação foi concluída em 15 de março de 2016.
Contas a Receber da Renova A Cemig GT possui um contas a receber junto à Renova Energia, no montante de R$60 que será liquidado através de um pagamento inicial de R$6, a ser paga até 10 de janeiro de 2018, e 11 parcelas mensais sucessivas, com o vencimento final em dezembro de 2018, com atualização pela variação de 150% do CDI. Garantias: aval e fiança de empréstimos, financiamentos e debêntures A Cemig figura como avalista e fiadora de empréstimos, financiamentos e debêntures das seguintes partes relacionadas não consolidadas nas informações contábeis, por se tratarem de controladas em conjunto ou coligadas:
Parte relacionada Vínculo Tipo Objeto 2015 Vencimento
Light / Norte Energia S.A. Controlada em conjunto Contragarantia Financiamento 684 2042
Norte Energia S.A. Coligada Fiança Financiamento 2.741 2042
Santo Antônio Energia S.A. Controlada em conjunto Aval Financiamento 1.966 2034
Santo Antônio Energia S.A. Controlada em conjunto Fiança Debêntures 661 2037
Guanhães Controlada em conjunto Aval Nota Promissória 104 2016
Centroeste Controlada em conjunto Fiança Financiamento 9 2023
6.165
Em 31 de dezembro de 2015, a Administração acredita que não são necessárias provisões a serem reconhecidas nas informações contábeis da Companhia para cumprir com eventuais obrigações oriundas destes avais e fianças.
405
Aplicações em fundo de investimento FIC Pampulha da Cemig e suas controladas e coligadas A Cemig e suas controladas e coligadas aplicam parte de seus recursos financeiros em um fundo de investimento, que tem característica de renda fixa e segue a política de aplicações da Companhia. Os montantes aplicados pelo fundo demonstrados na tabela abaixo estão contabilizados na rubrica “Títulos e Valores Mobiliários” no ativo circulante e não circulante, em 31 de dezembro de 2015. Os recursos destinados ao fundo de investimento são alocados somente em emissões públicas e privadas de títulos de renda fixa, sujeitos apenas a risco de crédito, com prazos de liquidez diversificados, aderentes às necessidades dos fluxos de caixa dos cotistas. As aplicações financeiras em títulos de partes relacionadas, no fundo de investimento, em 31 de dezembro de 2015 e 2014, estão descritas abaixo: Emissor do
Título Tipo
Condições Contratuais
Anuais Vencimento
Cemig 10,17%
Cemig GT 29,71%
Cemig D 22,22%
Demais controladas
37,90% *
Total 2015
Axxiom Debêntures 109,00% do CDI 29/01/2017 1 3 3 4 11 Cemig GT Debêntures CDI + 0,75% 23/12/2016 5 15 11 19 50 Cemig GT Debêntures CDI + 0,90% 15/02/2017 1 3 2 5 11 Cemig GT Debêntures CDI + 1,60% 15/07/2018 5 16 12 20 53
Ativas Debêntures CDI + 3,50% 01/07/2017 2 7 5 8 22 Ativas Debêntures CDI + 3,50% 01/07/2017 3 8 6 10 27 ETAU Debêntures 108,00% do CDI 01/12/2019 1 3 2 4 10
Brasnorte Debêntures 108,00% do CDI 22/06/2016 - 1 1 1 3 18 56 42 71 187
Emissor do
Título Tipo
Condições Contratuais
Anuais Vencimento
Cemig 3,41%
Cemig GT 44,89%
Cemig D 7,08%
Demais controladas
15,33% *
Total 2014
Axxiom Debêntures 109,00% do CDI 29/01/2016 - 5 1 2 8 Cemig GT Debêntures CDI + 0,75% 23/12/2016 3 22 3 8 36 Cemig GT Debêntures CDI + 0,90% 15/02/2017 - 5 1 2 8 Cemig GT Notas Promissórias 106,85% do CDI 22/06/2015 1 10 2 3 16
ETAU Debêntures 108,00% do CDI 01/12/2019 - 5 1 1 7
Cemig Telecom Notas Promissórias 110,40% do CDI 14/12/2015 - 2 - 1 3
4 49 8 17 78
(*) Referem-se às demais empresas consolidadas pela Cemig, que também possuem participação nos fundos de investimentos.
Remuneração do Pessoal Chave da Administração Os custos totais com o pessoal chave da administração, nos exercícios de 2015, 2014 e
2013, são demonstrados na tabela abaixo:
2015 2014 2013 Remuneração 19 11 9 Participação nos Resultados 2 3 2 Benefícios Assistenciais 1 1 1
22 15 12
28. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS
406
Os Instrumentos Financeiros da Companhia e de suas controladas estão restritos a Caixa e Equivalentes de Caixa, Títulos e Valores Mobiliários, Consumidores e Revendedores, Concessionários – Transporte de Energia, Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura, Fundos Vinculados, Depósitos Vinculados a Litígios, Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA) e de Outros Componentes Financeiros, Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com concessões a pagar e fornecedores, Obrigações Pós-Emprego, sendo os ganhos e perdas, obtidos nas operações, integralmente registrados no resultado do exercício ou no patrimônio líquido, de acordo com o Regime de Competência. Os Instrumentos Financeiros da Companhia e de suas controladas são reconhecidos incialmente ao valor justo e mensurados de acordo com as classificações abaixo:
Empréstimos e Recebíveis: encontram-se nesta categoria os Equivalentes de Caixa, Créditos com Consumidores, Revendedores e Concessionários de Transporte de Energia, Fundos Vinculados, Ativos Financeiros relacionados à Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A (CVA) e de Outros Componentes Financeiros, Depósitos Vinculados a Litígios e Ativos Financeiros da concessão não abarcados pela Lei 12.783/13. São reconhecidos pelo seu valor nominal de realização e similares aos valores justos;
Instrumentos Financeiros ao valor justo por meio do resultado: encontram-se nesta categoria os Títulos e Valores Mobiliários mantidos para negociação e Opções de Venda. São mensuradas ao valor justo e os ganhos ou as perdas são reconhecidos diretamente no resultado;
Instrumentos Financeiros mantidos até o vencimento: encontram-se nesta categoria os Títulos e Valores Mobiliários. Há a intenção positiva de mantê-los até o vencimento. São mensurados pelo custo amortizado mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva;
Instrumentos Financeiros disponíveis para venda: encontram-se nesta categoria os Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura de distribuição abarcados pela Lei 12.783/13. São mensurados pelo valor novo de reposição (VNR), equivalentes ao valor justo na data destas Demonstrações Financeiras;
Passivos financeiros não derivativos: encontram-se nesta categoria os Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures, Dívida pactuada com Fundo de Pensão (FORLUZ), concessões a pagar, obrigações pós-emprego
407
e Fornecedores. São mensurados pelo custo amortizado mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva. A Companhia efetuou o cálculo do valor justo de seus Empréstimos, Financiamentos e Debêntures utilizando a taxa CDI + 4,05%, com base na última captação. Para aqueles Empréstimos, Financiamentos e Debêntures com taxas anuais entre IPCA + 6,00% a 8,06%, CDI + 1,60% a 4,05%, a Companhia considerou seu valor justo substancialmente similar ao contábil. Para os financiamentos do BNDES e ELETROBRAS o valor justo conceitualmente é similar ao saldo contábil, devido às características específicas das operações.
Passivos financeiros referentes a opções de venda: São mensurados pelo valor justo mediante a utilização do fluxo de caixa descontado. A Companhia efetuou o cálculo do valor justo dessas opções pelo montante do preço de exercício estimado na data de exercício deduzido do valor justo das ações objeto da opção de venda, também estimado na data do exercício da opção, ambos trazidos a valor presente na data destas Demonstrações Financeiras.
Categoria dos Instrumentos Financeiros 2015 2014
Valor Contábil Valor Justo Valor Contábil Valor Justo
Ativos Financeiros: Empréstimos e Recebíveis
Equivalentes de Caixa – Bancos 52 52 89 89 Equivalentes de Caixa – Aplicações Financeiras 873 873 798 798 Créditos com Consumidores e Revendedores 3.639 3.639 2.345 2.345 Concessionários – Transporte de Energia 259 259 254 254 Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura de Transmissão e Geração 1.600 1.600 1.273 1.273 Reembolso Subsídios Tarifários e Repasses de Recursos da Conta de Desenvolvimento Econômico (CDE) 72 72 345 345 Depósitos Vinculados a Litígios 1.813 1.813 1.535 1.535 Ativo Financeiro de Distribuição - CVA e Outros Componentes Financeiros 1.350 1.350 1.107 1.107 Fundos Vinculados - - 1 1
9.658 9.658 7.747 7.747 Disponíveis para venda Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura de Distribuição 137 137 5.944 5.944 Mantidos até o Vencimento Títulos e Valores Mobiliários 225 224 111 110 Valor justo por meio do resultado: Mantidos para negociação Títulos e Valores Mobiliários 2.286 2.286 901 901
Passivos financeiros: Valor justo por meio do resultado: Opções de venda 1.393 1.393 195 195 Avaliados ao custo amortizado Fornecedores 1.901 1.901 1.604 1.604 Empréstimos. Financiamentos e Debêntures 15.167 15.544 13.509 13.241 Concessões a Pagar 21 19 179 223 Dívida pactuada c/fundo de Pensão (FORLUZ) 812 812 798 798 17.901 18.276 16.090 15.866
Gestão de riscos
408
O Gerenciamento de Riscos Corporativos é uma ferramenta de Gestão integrante das práticas de Governança Corporativa e alinhada com o Processo de Planejamento, o qual define os objetivos estratégicos dos negócios da Companhia. A Companhia possui um Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros com o objetivo de implementar diretrizes e monitorar o Risco Financeiro de operações que possam comprometer a liquidez e a rentabilidade da Companhia, recomendando, quando necessário, estratégias de proteção (hedge) aos Riscos de Câmbio, juros e inflação, as quais estão efetivos, em linha, com a estratégia da Companhia. Os principais riscos de exposição da Companhia estão relacionados a seguir: Risco de taxas de câmbio A Cemig e suas controladas estão expostas ao risco de elevação das taxas de câmbio, principalmente, à cotação do Dólar Norte-americano em relação ao Real, com impacto no endividamento, no resultado e no fluxo de caixa. A exposição líquida, às taxas de câmbio, é como segue:
Exposição às Taxas de Câmbio
2015 2014
Moeda Estrange
ira R$
Moeda Estrange
ira R$
Dólar Norte-Americano Empréstimos e Financiamentos (nota 19) 8 33 9 24 Fornecedores (Itaipu Binacional) 83 315 58 149
91 348 67 173
Euro
Empréstimos e Financiamentos – Euro (nota 19) 3 14 5 15
Passivo Líquido Exposto 362 188
(*) Unidade Monetária do BNDES – reflete a média ponderada das variações cambiais existentes na Cesta de Moedas do BNDES
Análise de sensibilidade A Companhia estima, com base em nossos consultores financeiros, que, em um cenário provável, a variação cambial das moedas estrangeiras em relação ao Real em 31 de dezembro de 2016 será uma valorização de 6,27% para o dólar (R$4,150) e uma valorização de 6,94% para o Euro (R$4,545). A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia advindos de depreciação cambial do Real de 25% e 50% em relação ao cenário provável.
409
Risco - Exposições Cambiais
Cenário Base
31/12/2015
Cenário Provável
Cenário Possível
Depreciação Cambial 25,00%
Cenário Remoto
Depreciação Cambial 50,00%
Dólar Norte-Americano Empréstimos e Financiamentos (nota 19)
33 35 44 53
Fornecedores (Itaipu Binacional)
315 335 419 503
348 370 463 556
Euro Empréstimos e Financiamentos (nota 19)
14 15 19 22
Passivo Líquido Exposto 362 385 482 578
Efeito Líquido da Variação Cambial
23 120 216
Risco de Taxa de juros A Companhia e suas controladas estão expostas ao risco de elevação das taxas de juros internacionais, com impacto nos Empréstimos e Financiamentos, em moeda estrangeira, com taxas de juros flutuantes, principalmente Libor, no montante de R$72 (R$49, em 31 de dezembro de 2014). No que se refere ao risco de elevação das taxas de juros nacionais, a exposição da Companhia ocorre em função do Passivo Líquido, indexado à variação da SELIC e CDI, conforme demonstrado a seguir:
Exposição às Taxas de Juros Nacionais 2015 2014 Ativos Equivalentes de Caixa – Aplicações Financeiras (Nota 6) 873 798 Títulos e Valores Mobiliários (Nota 7) 2.511 1.011 Fundos Vinculados - 1 CVA e Outros Componentes Financeiros – SELIC * (nota 13)
1.350 1.107
4.734 2.917
Passivos Empréstimos. Financiamentos e Debêntures – CDI (Nota 19)
(10.734) (8.634)
410
Empréstimos. Financiamentos e Debêntures – TJLP (Nota 19)
(283) (319)
(11.017) (8.953)
Passivo Líquido Exposto (6.283) (6.036)
(*) Montantes de CVA e Outros Componentes Financeiros indexados à SELIC.
Análise de sensibilidade A Companhia estima que , em um cenário provável em 31 de dezembro de 2016, as taxas SELIC e TJLP serão de 14,25% e 7,50%, respectivamente. A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados advindos de uma alta nas taxas de 25% e 50% em relação ao cenário provável. A taxa CDI acompanha a taxa SELIC. Estimativa de Cenários de evolução da taxa de juros deverá considerar a projeção dos cenários da Companhia, com base nos seus consultores financeiros.
Risco - Alta nas Taxas de Juros Nacionais
2015 31 de dezembro de 2016
Valor Contábil
Cenário Provável
SELIC 14,25%
TJLP 7,50%
Cenário Possível
SELIC 17,81%
TJLP 9,38%
Cenário Remoto
SELIC 21,38%
TJLP 11,25%
Ativos Equivalentes de Caixa (Nota 6) 873 997 1.028 1.060
Títulos e Valores Mobiliários (Nota 7) 2.511 2.869 2.958 3.048 Fundos Vinculados - - - - CVA e Outros Componentes Financeiros - SELIC 1.350 1.542 1.590 1.639 4.734 5.408 5.576 5.747 Passivos Empréstimos e Financiamentos – CDI (Nota 19) (10.734) (12.264) (12.646) (13.029) Empréstimos e Financiamentos – TJLP
(Nota 19) (283) (304) (310) (315) (11.017) (12.568) (12.956) (13.344)
Ativo (Passivo) Exposto Líquido (6.283) (7.160) (7.380) (7.597)
Efeito Líquido da Variação das Taxas de Juros (877) (1.097) (1.314)
411
Risco de Elevação da Inflação A Companhia tem ativos indexados à inflação em montantes inferiores às obrigações em 31 de dezembro de 2015. conforme demonstrado a seguir: Exposição da Companhia à Elevação da Inflação 2015 2014
Ativos
Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura – IPCA (nota 13)* 121 -
Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura – IGP-M (nota 13)* 1.054 5.370 1.175 5.370
Passivos
Empréstimos e Financiamentos e Debêntures – IPCA (nota 19) (3.910) (4.258)
Ativo (Passivo) Líquido Exposto (2.735) 1.112
(*) Valor do Ativo Financeiro da Concessão homologado pela ANEEL por meio do Despacho 729 de 25 de março de 2014.
Análise de sensibilidade
No que se refere ao risco de elevação da inflação mais relevante, a Companhia estima que, em um cenário provável em 31 de dezembro de 2016, a taxa IPCA será de 6,99% e IGP-M será de 7,96%. A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados advindos de uma elevação na inflação de 25% e 50% em relação ao cenário provável, considerados como possível e remoto, respectivamente.
Risco - Elevação da inflação
31/12/2015
31 de dezembro de 2016
Valor Contábi
l
Cenário Prováve
l IPCA
6,99% IGP-M 7,96%
Cenário Possível
IPCA 8,74% IGP-M 9,95%
Cenário Remoto
IPCA 10,49% IGP-M 11,94%
Ativos
412
Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura – IPCA (nota 13)
121 129 132 134
Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura – IGP-M (nota 13)
1.054 1.138 1.159 1.180
1.175 1.267 1.291 1.314 Passivos Empréstimos e Financiamentos e Debêntures – IPCA (nota 19)
(3.910) (4.183) (4.252) (4.320)
Ativo (Passivo) Líquido Exposto (2.735) (2.916) (2.961) (3.006) Efeito Líquido da Variação do IPCA e IGP-M
(181) (226) (271)
Risco de Liquidez
A Cemig apresenta uma geração de caixa suficiente para cobrir suas exigências de caixa vinculadas às suas atividades operacionais. A Companhia faz a administração do risco de liquidez, com um conjunto de metodologias, procedimentos e instrumentos coerentes com a complexidade do negócio e aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de se garantir o adequado gerenciamento dos riscos. A Cemig administra o risco de liquidez acompanhando permanentemente o seu Fluxo de Caixa, numa visão orçamentária, que projeta os saldos mensalmente, para cada uma das empresas, em um período de 12 meses, e de liquidez diária, que projeta os saldos diariamente para 180 dias. As alocações de curto prazo obedecem, igualmente, a princípios rígidos e estabelecidos em Política de Aplicações, aprovada pelo Comitê de Riscos Financeiros, manejando seus recursos em fundos de investimento de crédito privado, sem riscos de mercado, com a margem excedente aplicada diretamente em CDB’s ou operações compromissadas remuneradas pela taxa CDI. Na gestão das aplicações, a empresa busca obter rentabilidade nas operações a partir de uma rígida análise de crédito bancário, observando limites operacionais com bancos baseados em avaliações que levam em conta ratings, exposições e patrimônio. Busca também retorno trabalhando no alongamento de prazos das aplicações, sempre com base na premissa principal, que é o controle da liquidez.
413
A energia vendida pela Companhia é majoritariamente produzida por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios destas usinas, podendo acarretar em aumento de custos na aquisição de energia devido a sua substituição por fontes térmicas ou a redução de receitas devido a queda do consumo propiciado pela implementação de programas abrangentes de uso racional da energia elétrica. O prolongamento da geração por meio de termelétricas pode pressionar os custos da aquisição de energia pelas distribuidoras, o que ocasiona uma maior necessidade de caixa e pode impactar em aumentos tarifários futuros, fato já ocorrido pela Revisão Tarifária Extraordinária concedida às distribuidoras em Março de 2015. Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia apresentava excesso de passivos circulantes sobre ativos circulantes conforme descrito na nota explicativa 1. O fluxo de pagamentos das obrigações da Companhia, com dívidas pactuadas com fundo de pensão, empréstimos, financiamentos e debêntures, pós e pré-fixadas, incluindo os juros futuros até a data dos vencimentos contratuais, podem ser observadas na tabela a seguir: Consolidado Até 1 mês
De 1 a 3 meses
De 3 meses a 1 ano
De 1 a 5 anos
Mais de 5 anos
Total
Instrumentos Financeiros à taxa de Juros: - Pós-fixadas Empréstimos. financiamentos e debêntures 4 3.282 3.977 9.092 3.393 19.748
Concessões a pagar - 1 2 9 14 26
Dívida pactuada c/fundo de Pensão (FORLUZ) 11 32 85 579 592 1.299
15 3.315 4.064 9.680 3.999 21.073 - Pré-fixadas Fornecedores 1.422 479 - - - 1.901
1.437 3.794 4.064 9.680 3.999 22.974
Risco de Crédito O risco decorrente da possibilidade de a Cemig e suas controladas incorrerem em perdas, advindas da dificuldade de recebimento dos valores faturados a seus clientes, é considerado baixo. A Companhia faz um acompanhamento, buscando reduzir a inadimplência, de forma individual, junto aos seus consumidores. Também são estabelecidas negociações que viabilizem o recebimento dos créditos eventualmente em atraso. Adicionalmente, o risco de crédito é reduzido em função da grande pulverização de clientes. A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa constituída em 31 de dezembro de 2015, considerada como adequada em relação aos créditos a receber em atraso da Companhia e suas controladas, foi de R$623. No que se refere ao risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, advindas da decretação de insolvência de instituição financeira em que mantenha depósitos, foi aprovada uma Política de Aplicação Financeira que vigora desde 2004.
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A Cemig Holding administra o risco de contraparte de instituições financeiras com base em uma política interna aprovada pelo Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros da Companhia. Esta Política avalia e dimensiona, além dos riscos de crédito das instituições, o risco de liquidez, o risco de mercado da carteira de investimentos e o risco operacional da Tesouraria.
Todas as aplicações são realizadas em títulos financeiros que têm características de renda fixa, em sua maioria atrelados ao CDI. A Companhia não realiza operações que incorporem risco de volatilidade em suas Demonstrações Financeiras.
Como instrumento de gestão, a Companhia divide a aplicação de seus recursos em compras diretas de papéis (carteira própria) e fundos de investimentos. Os fundos de investimentos aplicam os recursos exclusivamente em produtos de renda fixa, tendo como cotistas apenas empresas do grupo. Eles obedecem à mesma política adotada nas aplicações em carteira própria.
As premissas mínimas para a concessão de crédito às instituições financeiras se concentram em três itens:
1. Rating de três agências de riscos. 2. Patrimônio Líquido mínimo superior a R$400. 3. Índice de Basiléia superior a 12.
Superando estes limites de corte, os bancos são classificados em três grupos, conforme o valor do seu Patrimônio. A partir desta classificação, são estabelecidos limites de concentração por grupo e por instituição:
Grupo Patrimônio Líquido Concentração Limite por Banco
(% do PL)** A1 Superior a R$3,5 bilhões Mínima de 80% Entre 6% e 9%
A2 Entre R$1,0 bilhão e R$3,5 bilhões Máxima de 20% Entre 5% e 8% B Entre R$400 milhões e R$1,0 bilhão Máxima de 20% Entre 5% e 7%
(1) O percentual concedido a cada banco dependerá de uma avaliação individual de indicadores como liquidez, qualidade da carteira de crédito, entre outros.
Além destes pontos, a Cemig estabelece também, dois limites de concentração:
1. Nenhum banco poderá ter mais do que 30% da carteira do Grupo; 2. Nenhum banco poderá ter mais do que 50% da carteira de uma Empresa.
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Risco de Aceleração do Vencimento de Dívidas As controladas Cemig GT, CEMIG D, Cemig Telecom e Gasmig possuem contratos de empréstimos com cláusulas restritivas (“covenant”), normalmente aplicáveis a esse tipo de operação, relacionadas ao atendimento pela garantidora, CEMIG, de índice financeiro, com exigibilidade de cumprimento anual e, no caso da Cemig Telecom, com exigibilidade de cumprimento anual e semestral. O não atendimento destas cláusulas obrigam a devedora a constituir garantias adicionais, sob pena de ensejar a aceleração do vencimento da dívida. Em 31 de dezembro de 2015, todas as cláusulas restritivas foram atendidas. Administração de Capital A comparação do passivo líquido da Companhia em relação ao seu patrimônio líquido ao final em 31 de dezembro de 2015 é apresentada a seguir:
2015 2014
Total do Passivo 27.869 23.715 (-) Caixa e Equivalentes de Caixa (925) (887) (-) Fundos Vinculados - (1) Passivo Líquido 26.944 22.827
Total do Patrimônio Líquido 12.988 11.285
Relação Passivo Líquido sobre Patrimônio Líquido 2,07 2.02
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29. MENSURAÇÃO PELO VALOR JUSTO
A companhia adota a mensuração a valor justo de seus ativos e passivos financeiros. Valor justo é mensurado a valor de mercado com base em premissas em que os participantes do mercado possam mensurar um ativo ou passivo. Para aumentar a coerência e a comparabilidade, a hierarquia do valor justo prioriza os insumos utilizados na medição em três grandes níveis, como segue:
Nível 1. Mercado Ativo: Preço Cotado – Um instrumento financeiro é considerado como cotado em mercado ativo se os preços cotados forem pronta e regularmente disponibilizados por bolsa ou mercado de balcão organizado, por operadores, por corretores, ou por associação de mercado, por entidades que tenham como objetivo divulgar preços por agências reguladoras, e se esses preços representarem transações de mercado que ocorrem regularmente entre partes independentes, sem favorecimento.
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Nível 2. Sem Mercado Ativo: Técnica de Avaliação - Para um instrumento que não tenha mercado ativo o valor justo deve ser apurado utilizando-se metodologia de avaliação/apreçamento. Podem ser utilizados critérios como dados do valor justo corrente de outro instrumento que seja substancialmente o mesmo, de análise de fluxo de caixa descontado e modelos de apreçamento de opções. O objetivo da técnica de avaliação é estabelecer qual seria o preço da transação na data de mensuração em uma troca com isenção de interesses motivada por considerações do negócio.
Nível 3. Sem Mercado Ativo: Título Patrimonial – Valor justo de investimentos em títulos patrimoniais que não tenham preços de mercado cotados em mercado ativo e de derivativos que estejam a eles vinculados e que devam ser liquidados pela entrega de títulos patrimoniais não cotados. O valor justo é determinado de acordo com modelos de precificação geralmente aceitos, baseado em análises dos fluxos de caixa descontados.
A seguir está um resumo dos instrumentos que são mensurados pelo seu valor justo:
Saldo em 31 de
dezembro de 2015
Valor justo em 31 de dezembro de 2015
Mercado Ativo – Preço Cotado (Nível
1)
Sem Mercado Ativo – Técnica de Avaliação
(Nível 2)
Sem Mercado Ativo – Título Patrimonial
(Nível 3) Ativos Títulos e Valores Mobiliários
Certificados de Depósitos Bancários 1.577 - 1.577 -
Letras Financeiras do Tesouro (LFTs) 460 - 460 -
Letras Financeiras - Bancos 88 88 - -
Debêntures 161 - 161 -
2.286 88 2.198 - Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura
137 - - 137
2.423 88 2.198 137 Passivos Opções de venda (1.393) - - (1.393)
1.030 88 2.198 (1.256)
Saldo em 31 de dezembro de 2014
Valor justo em 31 de dezembro de 2014
Mercado Ativo – Preço
Cotado (Nível 1)
Mercado Ativo – Preço Cotado
(Nível 1)
No active market –
Unobservable inputs
(Level 3) Ativos Títulos e Valores Mobiliários
Certificados de Depósitos Bancários 232 - 232 - Letras Financeiras do Tesouro (LFTs) 85 85 - - Letras Financeiras - Bancos 470 - 470 -
418
Debêntures 98 - 98 - Outros 15 - 15 -
900 85 815 - Fundos Vinculados 1 - 1 - Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura 5.944 - - 5.944
6.845 85 816 5.944 Passivos Opções de venda (195) - - (195) 6.650 85 816 5.749
Metodologia de cálculo do valor justo das posições Ativos Financeiros da Concessão Relacionados à Infraestrutura: mensurados ao valor novo de reposição (VNR), conforme critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente, com base no valor justo dos ativos em serviço pertencentes à concessão e que serão reversíveis no final da concessão, bem como o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) utilizado pelo poder concedente, que reflete o retorno da concessionária sobre as operações de concessão. As taxas de VNR e WACC são informações públicas divulgadas pelo Poder Concedente e pela Cemig. A movimentação dos ativos financeiros da concessão está demonstrada na Nota Explicativa nº 13 destas Demonstrações Financeiras. Aplicações Financeiras: elaborado levando-se em consideração as cotações de mercado do papel, ou informações de mercado que possibilitem tal cálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de juros e câmbio de papéis similares. O valor de mercado do título corresponde ao seu valor de vencimento trazido a valor presente pelo fator de desconto obtido da curva de juros de mercado em reais.
Opções de venda: a Companhia adotou o método de fluxo de caixa descontado para mensuração do valor justo das opções da Parati e SAAG, utilizando-se das informações mais atualizadas referentes ao plano de negócios das Companhias. O valor justo dessas opções foi calculado pelo montante do preço de exercício estimado na data de vencimento da opção deduzido do valor justo das ações objeto da opção de venda, também estimado na data do exercício da opção, trazidos a valor presente na data das demonstrações financeiras. A movimentação das opções de venda e outras informações estão demonstradas na Nota Explicativa nº 14 destas Demonstrações Financeiras.
30. SEGUROS
A Cemig e suas controladas mantém apólices de seguro visando cobrir danos em determinados itens do seu ativo, por orientação de especialistas, conforme relação abaixo (item referente a apólice da Cemig H), levando em conta a natureza e o grau de
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risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de Demonstrações Financeiras, consequentemente, não foram examinadas pelos auditores independentes.
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Cobertura Data de Vigência Importância
Segurada (**) Prêmio Anual
(**)
Cemig Geração e Transmissão Aeronáutico - Aeronaves / Equipamentos Guimbal
Casco
Responsabilidade Civil
29/04/2016 a 28/04/2017 US$ 4.675 US$ 14.000 US$84
Almoxarifados Incêndios 02/10/2016 a 01/10/2017 R$ 16.921 R$25 Instalações prediais Incêndios 08/01/2015 a 07/01/2017 R$ 354.257 R$84 Equipamentos de telecomunicações Incêndios 08/01/2016 a 07/01/2017 R$ 11.514 R$5 Risco Operacional - 07/12/2015 a 06/12/2016 R$ 1.438.338 R$1.795
Cemig Distribuição Aeronáutico – Aeronaves / Equipamentos Guimbal
Casco Responsabilidade Civil
29/04/2016 a 28/04/2017 USS 3.613
USS 14.000 USS 60 Almoxarifados 02/10/2016 a 01/10/2017 R$ 94.930 R$ 142 Instalações Prediais Incêndios 08/01/2015 a 07/01/2017 R$ 915.865 R$ 217 Equipamentos de telecomunicações 08/01/2016 a 07/01/2017 R$ 17.208 R$ 7 Risco Operacional - Transformadores acima de 15 MVA e demais equipamentos de potência da distribuição de valor acima de R$1.500 mil
Total 07/12/2015 a 06/12/2016 R$ 563.637 R$ 703
Gasmig
Rede de Distribuição de Gás/Terceiros Responsabilidade Civil 15/12/2015 a 14/12/2016 R$ 60.000 R$ 481
Automotivo Frota Própria Cobertura Apenas de Danos a
Terceiros 07/07/2016 a 06/07/2017 R$ 400 R$ 3,6
Multirrisco Instalações Roubo. Furto e Incêndios 01/01/2016 a 31/12/2016 R$ 36.020 R$ 22
(**) Valores expressos em R$ Mil ou US$ Mil.
A Cemig não tem apólices de seguro para cobrir acidentes com terceiros, exceto para suas aeronaves, e não está solicitando propostas para este tipo de seguro. Adicionalmente, a Cemig não solicitou propostas e não possui apólices vigentes para seguros contra eventos que poderiam afetar suas instalações, tais como terremotos e inundações, falhas sistêmicas ou risco de interrupção dos negócios. A companhia não tem sofrido perdas significativas em função dos riscos acima mencionados. 31. OBRIGAÇÕES CONTRATUAIS
A Cemig e suas controladas possuem obrigações contratuais e compromissos que incluem, principalmente, a amortização de empréstimos e financiamentos, compra de energia elétrica de Itaipu, Compra de Energia em Leilão, Cotas de Garantias Físicas, dentre outros, conforme demonstrado na tabela a seguir:
2016 2017 2018 2019 2020
2020 em diante Total
Compra de Energia - Leilão 2.453 3.005 3.225 3.686 4.561 91.075 108.005
Outros contratos de compra de energia 3.359 3.612 3.149 2.510 2.525 32.311 47.466
Compra de Energia Elétrica de Itaipu 1.408 1.475 1.425 1.389 1.450 37.219 44.366
Cotas de Garantias Físicas 637 677 698 717 698 30.707 34.134
Compra de gás para revenda 1.091 1.139 1.289 1.289 1.293 12.031 18.132
Empréstimos e Financiamentos 6.300 2.628 2.493 806 963 1.977 15.167
Cotas Usinas Angra 1 e Angra 2 223 238 262 272 290 11.762 13.047
Transporte de Energia Elétrica de Itaipu 81 89 95 102 111 7.172 7.650
Compra de Energia - Bilaterais 280 295 314 331 345 1.711 3.276
Dívida com Plano de Pensão - Forluz 76 81 85 90 96 384 812
Arrendamentos Operacionais 63 21 23 22 - - 129
Concessão Onerosa 3 2 2 2 2 10 21
Total 15.974 13.262 13.060 11.216 12.334 226.359 292.205
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32. TRANSAÇÕES NÃO ENVOLVENDO CAIXA
Durante os exercícios de 2015, 2014 e 2013, a Companhia realizou as seguintes operações não envolvendo caixa, que não estão refletidas nas Demonstrações dos Fluxos de Caixa:
2015 2014 2013
Transferência de Imobilizado para Outros Ativos de Longo Prazo (Usina de São Simão)
223 - -
Indenização Usinas Não Renovadas – Transferência do Imobilizado para o Ativo Financeiro
546 - -
Ativos aportados na aliança Geração de Energia S.A. 581 - - Dividendos Obrigatórios não Distribuídos 797 - -
Encargos Financeiros Capitalizados 159 70 40 Transferência de Ativo Financeiro para Intangível pela Renovação das Concessões
7.162 - -
Transferências de Ativos Intangíveis para Ativos Financeiros 811 843 267 Receita de Construção 1.252 942 975 Provisão para perdas atuariais 545 67 (266) IR e CSLL sobre perdas atuariais 185 23 (90)
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33. EVENTOS SUBSEQUENTES
Pagamento a Debenturistas Em 15 de fevereiro de 2016, foram realizados os pagamentos de juros da 1ª, 2ª e 3ª Séries da 3ª Emissão de Debêntures da Cemig D e Cemig GT, nos montantes de R$162 e R$139, respectivamente. Emissão de Cédula de Crédito Bancário A Cemig D emitiu, em 22 de março de 2016, em favor da Caixa Econômica Federal, uma Cédula de Crédito Bancário no valor de R$695, cuja finalidade consiste no pagamento de juros e principal de dívidas existentes, representados por Cédulas de Crédito Bancário emitidas em favor do Banco do Brasil e da Caixa Econômica Federal, bem como a 8ª emissão de Notas Promissórias da companhia, vincendas no primeiro semestre do ano de 2016. A taxa de juros é de 132,14% do CDI a.a. e o prazo total da operação é de 48 meses, sendo 18 meses de carência para o principal, com o pagamento de juros trimestral nesse período e a amortização será efetuada em 30 meses, com o pagamento mensal das parcelas do principal e juros. Os recursos foram desembolsados pela Caixa Econômica Federal no período compreendido entre o mês de março e o mês de maio do ano de 2016. Do total do montante, foram liberados R$355 em março de 2016, R$300 em abril de 2016 e R$40 em maio de 2016. A Cemig D celebrou, em 22 de abril de 2016, termos aditivos a duas Cédulas de Crédito Bancário, emitidas em favor do Banco do Brasil, no valor total de R$600, cuja finalidade consiste em rolagem de dívidas da companhia. A taxa de juros é de 128,00% do CDI a.a. e os recursos serão pagos em 4 parcelas semestrais, a partir de outubro de 2016, com vencimento final em abril de 2018. A Cemig GT emitiu, em 24 de outubro de 2016, uma Cédula de Crédito Bancário em favor do Banco do Brasil S.A., no valor total de R$600, com a finalidade de efetuar pagamento de operações junto ao próprio Banco. Esse empréstimo possui taxa de juros de 132,90% do CDI a.a. e será pago em 4 parcelas semestrais, com vencimento final em outubro de 2018. Emissão de Debêntures
A Cemig D concluiu em 28 de março de 2016 sua 4ª emissão de debêntures simples, no valor de R$ 1.615, em série única, com data de emissão em 15 de dezembro de 2015 e prazo de vigência de 3 anos. As debêntures serão remuneradas anualmente pela variação do CDI + 4,05% a.a. e o principal será amortizado em duas parcelas iguais vincendas em dezembro de 2017 e dezembro de 2018. Os recursos captados foram utilizados para o pagamento da 8ª emissão de notas promissórias da Companhia, que venceram em 26 de março de 2016.
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Permuta das Debêntures Participativas da AGC Energia por ações da Cemig
Em 03 de março de 2016, a BNDES Participações. – BNDESPAR, permutou 100% das debêntures objeto da Escritura da 1ª Emissão Privada de Debêntures Perpétuas, Participativas, Não Conversíveis, Permutáveis, da Espécie com Garantia Real, em série Única, da AGC Energia datada de 28 de fevereiro de 2011 e aditada em 17 de janeiro de 2012, por 54.342.992 ações ordinárias e 16.718.797 ações preferenciais de emissão da Cemig, de titularidade da AGC Energia. Após a referida permuta, a participação da BNDESPAR no capital ordinário e preferencial da Companhia que, em 02 de março de 2016, totalizava 0% e 1,13% passou a corresponder a 12,9% e 3,13%, respectivamente, configurando-se, portanto, negociação relevante, segundo artigo 12, §1º, da instrução CVM nº 358/02. A participação da BNDESPAR no capital total da Companhia que, em 02 de março de 2016, representava 0,75%, passou a corresponder a 6,4%. Aumento de Capital da Renova Energia S/A.
A Cemig aumentou o seu capital na Renova por meio de sua subsidiária integral Cemig GT no valor de R$240. Desse total, R$85 foi subscrito e integralizado em fevereiro de 2016; R$115 foi subscrito e integralizado em março de 2016; e o montante remanescente de R$40 foi subscrito e integralizado em maio de 2016. Investimento na Renova – Perdas (impairment) de ativos disponíveis para a venda Contrato de opção Em 18 de setembro de 2015, foi celebrado um contrato de opção de venda em que, a partir de 31 de março de 2016, a Renova teria a opção de alienar para a SunEdison até 7.000.000 das ações da TerraForm Global. O preço de venda das ações foi determinado em R$50,48 ou US$15,00 convertidos à taxa da data, a escolha da SunEdison. O contrato estabelece também opção de compra pela SunEdison das mesmas 7.000.000 com as mesmas características acima mencionadas. A Renova informou ainda que notificou a SunEdison e a TerraForm Global sobre a sua intenção de exercer a opção de venda de 7 milhões de ações de emissão da TerraForm
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Global de titularidade da Renova, conforme previsto em contrato e conforme informado em Fato Relevante publicado pela Renova no dia 18 de setembro de 2015. Em 21 de abril de 2016, a SunEdison pediu recuperação judicial nos Estados Unidos. Em 1 de junho de 2016, findou-se o prazo para pagamento da opção pela SunEdison A Renova precificou a opção considerando o modelo matemático de Black-Scholes-Merton e a expectativa futura da taxa de câmbio, bem como o risco de crédito. A Renova reconheceu, no 1º semestre de 2016, uma perda de R$111, pela variação do valor justo da opção considerando o risco de crédito. Adicionalmente, reconheceu uma perda de R$63 relativa à extinção da opção e entrou com processo arbitral requerendo, dentre outras demandas, indenização pelas perdas. Até a data de emissão desse relatório, a SunEdison não liquidou essa transação. Os valores mencionados acima correspondem ao impacto da extinção da opção nas Informações Contábeis Intermediárias da Renova, sendo que o impacto para a Cemig foi proporcional a sua participação de 34,2% na Renova, avaliada pelo método de equivalência patrimonial, no montante de R$60. Investimento na Terraform – precificação das ações A Renova também registrou uma perda no 1º trimestre de 2016, no valor de R$272 em função da volatilidade negativa no período na cotação das ações da Terraform, investida em que a Renova possui 11,65% de participação avaliada com base no valor das ações no mercado. Os valores mencionados acima correspondem ao impacto nas Informações Contábeis Intemediárias da Renova, sendo que o impacto para a Cemig foi proporcional a sua participação de 34,2% na investida, avaliada pelo método de equivalência patrimonial no montante de R$93. Rescisão de contrato de compra e venda de ações Em 01 de abril de 2016, a Renova Energia S.A. (“Renova”) anunciou que o contrato, de 15 de julho de 2015, relacionado à compra e venda de ações para a alienação dos ativos do projeto Espra (“Contrato Espra”) de titularidade da Renova para TerraForm Global, Inc. (“TerraForm Global”) foi rescindido, por acordo entre as partes, mediante o pagamento pela TerraForm Global à Renova de uma penalidade no valor de US$10,00. Dessa maneira, os ativos do projeto Espra, correspondentes a três pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) que comercializam energia no âmbito do Proinfa, com 41,8 MW de capacidade instalada, continuam na Renova e voltam a compor o portfólio de ativos operacionais da Renova. O Contrato Espra estava contemplado na primeira fase da operação com a TerraForm Global e a SunEdison, Inc. (“SunEdison”) anunciada no dia 15 de julho de 2015.
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Portaria 120 do Ministério das Minas e Energia Em 22 de abril de 2016 o Ministério de Minas e Energia – MME publicou a Portaria nº120 definindo o prazo e a forma para pagamento do valor remanescente da indenização da transmissão relacionada à aceitação dos termos estabelecidos pela Lei 12.783/13. A Portaria determinou que os valores homologados pela ANEEL passem a compor a Base de Remuneração Regulatória e que o custo de capital seja adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas (“RAP”). Ressalta-se que a informação a respeito do custo de capital estava em discussão até a emissão da Portaria 120. A atualização será pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA e o custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário de 2017 deverá ser atualizado e remunerado pelo custo do capital próprio, real, do segmento de transmissão definido pela ANEEL nas metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, atualmente 10,44% ao ano, a ser pago pelo prazo de 8 anos, com ressarcimento pela RAP. A Portaria ainda depende de definições que serão objetos de Audiência Pública pela ANEEL e constam na Agenda Regulatória da ANEEL para o 2º semestre de 2016 e 1º semestre de 2017. A Companhia, com base nas melhores informações disponíveis, efetuou sua estimativa e reconheceu, em junho de 2016, o montante de R$548, sendo:
R$20 referente à diferença entre o valor da revisão preliminar da ANEEL, em 23 de fevereiro de 2015 no valor de R$1.157, do Laudo enviado pela Companhia, e a revisão final;
R$90 referente à diferença entre as variações dos índices IGP-M e IPCA, considerando que a companhia havia atualizado o saldo até 31 de março de 2016 pelo IGP-M;
R$438 referente a remuneração com a utilização do custo de capital próprio considerando a taxa de 10,44% a.a..
Reajuste anual ordinário das tarifas da Cemig D
Em 24 de maio de 2016, a ANEEL definiu o Reajuste Tarifário Anual a ser aplicado nas tarifas da Cemig D, resultando num índice médio de 3,78% para o reajuste das tarifas de energia elétrica, que passa a vigorar a partir de 28 de maio de 2016, até 27 de maio de 2017. Para os consumidores industriais e o setor de serviços, atendidos em média e alta tensão de energia, o aumento médio a ser percebido será de 2,06%. Para os consumidores atendidos em baixa tensão o reajuste médio será de 4,63%.
427
Alterações no Acordo de Acionistas da Parati No segundo trimestre de 2016, foram assinados Termos de Aditamento ao Acordo de acionistas da Parati, sendo descritas abaixo as principais alterações decorrentes desses aditamentos:
1) Postergação do vencimento da Opção de Venda outorgada em 2011 pela Cemig
em favor dos cotistas do FIP Redentor, inicialmente previsto para ocorrer em
31 de maio de 2016, para duas datas de exercício distintas:
a) Primeira janela de exercício: a intenção de exercício poderá ser
manifestada pelo(s) acionista(s) direto(s) que decidir(em) por exercê-la,
independentemente do exercício da Opção de Venda pelos demais
acionistas diretos, até o dia 23 de setembro de 2016, inclusive, e
englobará apenas ações preferenciais de emissão da Parati, no limite de
até 153.634.195 ações preferenciais de emissão da Parati,
representativas de 14,30% da totalidade das ações da Parati detidas
pelos demais acionistas diretos. O pagamento pela Cemig deverá
ocorrer até 30 de novembro de 2016;
b) Segunda janela de exercício: a intenção de exercício poderá ser
manifestada pelo(s) acionista(s) direto(s) que decidir(em) por exercê-la,
independentemente do exercício da Opção de Venda pelos demais
acionistas diretos, até o dia 23 de setembro de 2017, inclusive, e poderá
englobar a totalidade das ações de emissão da Parati, sendo
independente do exercício ou não da Opção de Venda na primeira
janela de exercício. O pagamento pela Cemig deverá ocorrer até 30 de
novembro de 2017;
2) A Opção de Venda passou a poder ser exercida não apenas pelo FIP Redentor,
mas também pelos acionistas diretos da Parati;
3) Inclusão de condições de adiantamento da data de exercício da opção de
venda: em caso de ocorrência de qualquer evento de adiantamento de opção
previsto, qualquer dos acionistas diretos poderá apresentar à Cemig uma
notificação de adiantamento de opção, momento no qual será considerada
exercida por todos os acionistas diretos, sobre a totalidade de suas ações; e,
4) Para garantir o pagamento integral da Opção de Venda a Cemig ofereceu aos
detentores da Opção de Venda, em 31 de maio de 2016, 55.234.637 ações
ordinárias e 110.469.274 ações preferenciais ambas de emissão da Taesa, e
como reforço de garantia, 53.152.298 ações de emissão da Light, de sua
titularidade direta.
428
Concessão da UHE Miranda No dia 10 de junho de 2016, a Cemig GT protocolou requerimento na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL visando a prorrogação, por 20 anos, do prazo da concessão da Usina Hidrelétrica Miranda (UHE Miranda), cujo prazo de extinção previsto era em dezembro de 2016. Em 12 de julho de 2016, a ANEEL, acolhendo o voto do diretor relator no processo, decidiu pelo encaminhamento do processo “ao Ministério de Minas e Energia – MME com a recomendação de não conhecer do pedido formulado pela Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig GT, com vistas à prorrogação do prazo de vigência da concessão da Usina Hidrelétrica Miranda, por ter sido formulado fora do prazo estipulado pela Lei 12.783/2013”. Em 26 de outubro de 2016, o Ministério de Minas e Energia indeferiu o requerimento administrativo formulado pela Cemig de prorrogação do prazo de concessão da UHE Miranda observando-se as bases originais do contrato de concessão, anteriores à Lei nº 12.783/2013. O término da concessão da UHE Miranda ocorrerá em dezembro de 2016. A Companhia estuda eventuais medidas administrativas e/ou judiciais, e manterá os seus acionistas e o mercado oportuna e adequadamente informados sobre atualizações relevantes relacionadas ao tema. Emissão de Notas Promissórias Em 01 de julho de 2016, a Cemig GT concluiu a sua 7ª emissão de notas promissórias comercias, totalizando R$620. Os recursos obtidos serão destinados ao pagamento da 2ª parcela da bonificação pela outorga de concessões de usinas hidrelétricas referentes ao Lote D do Leilão ANEEL 12/2015, bem como reforço de capital de giro da empresa. As notas promissórias têm prazo de 360 dias, com vencimento em 26 de junho de 2017, e pagam juros remuneratórios correspondentes a 128% da variação acumulada das taxas média dos Depósitos Interfinanceiros de um dia – DI, over extra grupo, que serão pagos na data de vencimento. A 7ª emissão de notas promissórias da Cemig GT conta com o aval da sua controladora, a Cemig.
Alienação de ações da TAESA de propriedade da CEMIG
O Conselho de Administração da Cemig deliberou, em 31 de agosto de 2016, autorizar monetização, de até 40.702.230 units da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (“Taesa”), correspondentes a 40.702.230 ações ordinárias e 81.404.460 ações preferenciais da Taesa de propriedade da CEMIG. Em 29 de setembro de 2016, a Taesa divulgou o início da oferta pública secundária com esforços restritos de colocação de certificados de depósito de ações, nominativos, escriturais e sem valor nominal, sendo cada um representativo de uma ação ordinária e duas ações preferenciais, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal, livres e
429
desembaraçadas de quaisquer ônus ou gravames (“Units”), de emissão da Taesa e de titularidade do Fundo de Investimento em Participações Coliseu (“FIP Coliseu”) e Cemig. A Oferta compreendeu a distribuição pública secundária, com esforços restritos de colocação de 65.702.230 Units de titularidade dos Acionistas Vendedores, ao preço de R$19,65 por Unit, resultando em um montante total de R$1.291. A efetiva liquidação da Oferta ocorreu em 24 de outubro de 2016. Por se tratar de uma oferta pública com esforços restritos exclusivamente de distribuição secundária, não houve ingresso de recursos para a Taesa, sendo que os Acionistas Vendedores receberam a totalidade dos recursos líquidos resultantes da venda das Units no montante de R$1.276, dos quais R$791 foram recebidos pela Cemig. Com a liquidação da Oferta, o FIP Coliseu passou ser titular de 153.775.790 ações ordinárias, representativas de 26,03% do capital social votante da Taesa e 14,88% do capital social total da Taesa, e a Cemig passou ser titular de 252.369.999 ações ordinárias de emissão da Taesa, representativas de 42,72% do capital social votante, e 73.646.184 ações preferenciais da Taesa, que somadas às ações ordinárias, representam 31,54% do capital social total da Taesa. As Units em circulação (excluídas as Units detidas pelo FIP Coliseu, pela Cemig, pelos administradores da Companhia e as ações mantidas em tesouraria) passaram a compor 53,58% do capital social total da Taesa e 31,24% do capital social votante da Taesa. Pagamento a Titulares de Notas Promissórias
Em 28 de março de 2016, foi liquidada a 8ª emissão de Notas Promissórias da Cemig D. Foi pago, aos titulares das notas, o montante de R$1.958, sendo R$1.700 de principal mais R$258 de juros.
430
Contrato de Investimento para aporte de capital na Ativas
A Cemig Telecom S.A., subsidiária integral da Cemig, celebrou, em 25 de agosto de 2016, Contrato de Investimento com a empresa Sonda Procwork Outsourcing Informática Ltda., integrante do grupo chileno Sonda S.A., para um aporte de capital na Ativas Data Center, em parceria com a Ativas Participações S.A, empresa controlada do Grupo Asamar. A Sonda é a principal empresa de serviços de Tecnologia da Informação da América Latina, com presença em dez países e 17.000 colaboradores. Essa aliança estratégica reforça o compromisso da Ativas com os clientes atuais e futuros assegurando elevados padrões de segurança e disponibilidade. Em 19 de outubro de 2016, após cumpridas as condições precedentes previstas no Contrato de Investimento, foi realizado o fechamento da operação. A Sonda, por meio de aporte no valor de R$114, passa a deter 60% de participação acionária na Ativas, ficando Cemig Telecom e Ativas Participações com 19,6% e 20,4% do capital total da empresa, respectivamente. Notificação de Intenção de Exercício de Opção de Venda A Cemig recebeu, em 06 de setembro de 2016, Notificação de Intenção de Exercício de Opção de Venda – Primeira Janela, do Banco BTG Pactual (“BTG Pactual”), comunicando o exercício, em caráter irrevogável e irretratável, do seu direito de vender para a CEMIG 153.634.195 ações preferenciais (“Ações Objeto da Opção de Venda”) representativas de sua participação acionária na PARATI S.A. – PARTICIPAÇÕES EM ATIVOS DE ENERGIA ELÉTRICA (“PARATI”). A faculdade de venda de ações ora exercida é feita consoante o disposto nas cláusulas 6.1 e 6.2 do Acordo de Acionistas da Companhia (“Opção de Venda – Primeira Janela”), celebrado em 11 de abril de 2011, conforme aditado, entre Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG, Banco Santander (Brasil) S.A., BV Financeira S.A. – Crédito, Financiamento e Investimento, BB-Banco de Investimento S.A. e Banco BTG Pactual S.A., com a interveniência da Parati (“Acordo de Acionistas da Parati”). A CEMIG tem até o dia 30 de novembro de 2016 para efetuar a aquisição das ações ou indicar um terceiro para que a faça. Alienação de participação societária vinculada à Transchile A Cemig celebrou, em 12 de setembro de 2016, Contrato de Compraventa de Acciones (“CCVA”), para a alienação da totalidade de sua participação societária vinculada à Transchile Charrúa Transmisión S.A. correspondente a 49% do capital total, para a Ferrovial Transco Chile SpA., empresa controlada pela Ferrovial S.A., pelo valor de US$56,6 milhões. Em 06 de outubro de 2016, a totalidade das ações detidas pela Cemig na Transchile Charrúa Transmisión S.A., correspondente a 49% (quarenta e nove por cento) do capital total, foram transferidas e a venda concretizada para a Ferrovial Transco Chile SpA., empresa controlada pela Ferrovial S.A..
431
Antecipação de pagamento de contrato de energia com a Renova Em junho de 2016, foram antecipados pela Cemig GT à Comercializadora, no âmbito do Contrato de energia, R$ 94, tendo sido constituídas garantias com determinados ativos da Renova. Pagamento de Empréstimos Em 21 de outubro de 2016, a Cemig Distribuição S.A. liquidou, em favor do Banco do Brasil S.A, duas Cédulas de Crédito Comercial (e seus aditivos) com vencimentos finais em abril de 2018, no valor total de R$600 de principal, acrescidos de juros no montante de R$25 calculados até a data da efetiva liquidação. O pagamento foi realizado com recursos próprios. Em 24 de outubro de 2016, a Cemig GT efetuou, em favor do Banco do Brasil S.A., pagamentos das parcelas de dois Contratos de Abertura de Crédito Fixo, no valor de R$286, e de Cédulas de Crédito Bancário no valor de R$430, totalizando R$716. Os pagamentos foram realizados com recursos oriundos de uma nova captação, realizada com o próprio Banco do Brasil S.A., e complementado com recursos próprios. Covenants Estatutários O Estatuto Social da Companhia estabelece determinadas metas de endividamento e investimentos que deverão ser cumpridas pela Administração da Companhia. Entretanto, na Assembleia Geral Ordinária de 30 de maio de 2016 foi autorizada a ultrapassagem desses indicadores excepcionamente para o exercício de 2016, conforme tabela abaixo:
Meta do Estatuto Ultrapassagem
autorizada na AGO Endividamento consolidado/Lajida 2,00 4,12 Dívida Líquida/Dívida Líquida + Patrimônio Líquido 40,00% 52,00% Investimento de capital e aquisição de quaisquer ativos/Lajida 40,00% 146,00%
Pagamento de dividendos inferior ao mínimo obrigatório A Assembleia Geral Ordinária, realizada em 29 de abril de 2016, aprovou o pagamento de dividendos referentes ao exercício de 2015 no valor total de R$634, valor este inferior ao mínimo estatutário. Cisão Total da Parati, com incorporação do acervo cindido pela RME e pela Lepsa Em 31 de outubro de 2016, foram realizadas Assembleias Gerais na Parati e nas suas subsidiárias integrais Rio Minas Energia Participações S.A. (“RME”) e Luce Empreendimentos e Participações S.A. (“LEPSA”), aprovando a cisão total da Parati com incorporação do acervo cindido pela RME e pela Lepsa. Com a extinção da Parati, a Cemig, o Banco Santander S.A., a BV Financeira S.A., o BB-Banco de Investimento S.A.
432
e o Banco BTG Pactual S.A. passam a ser acionistas na RME e na Lepsa, com idêntica participação àquela anteriormente detida na Parati. Foram celebrados instrumentos para formalizar as devidas alterações nos direitos e obrigações referentes à Opção de Venda outorgada pela Cemig aos Acionistas Diretos sobre as ações da Parati, para que tais direitos e obrigações recaiam sobre as ações de emissão da RME e da Lepsa, uma vez que essas sociedades recebem todo o acervo cindido decorrente da cisão total de sua controladora e única acionista, a Parati. Recebimento de dividendos da Taesa A Cemig recebeu em 2016, dividendos da Taesa, no montante de R$322, sendo R$140 em abril, R$96 em Junho e R$86 em agosto.
433
* * * * * * * * * * * * *
(Original assinado pelos signatários abaixo)
Mauro Borges Lemos Paulo Roberto Castellari Porchia Fabiano Maia Pereira Diretor-Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor de Finanças e Relações com
Investidores
Luís Fernando Paroli Santos Franklin Moreira Gonçalves Márcio Lúcio Serrano
Diretor de Distribuição e
Comercialização
Diretor de Geração e Transmissão Diretor de Relações e Recursos
Humanos
Mauro Borges Lemos Luís Fernando Paroli Santos Dimas Costa
Diretor de Gestão Empresarial Diretor de Relações Institucionais e Comunicação
Diretor Comercial
César Vaz de Melo Fernandes Raul Lycurgo Leite
Diretor de Desenvolvimento de Negócios Diretor Jurídico
Leonardo George de Magalhães Leonardo Felipe Mesquita
Superintendente de Controladoria CRC-MG 53.140
Gerente de Contabilidade Contador – CRC-MG-85.260
434
Anexo 12.1
CERTIFICAÇÃO
Eu, Mauro Borges Lemos, certifico que:
1. Revisei este relatório anual da CEMIG preparado segundo o Formulário 20-F;
2. Baseado em meu conhecimento, esse relatório não contém qualquer declaração falsa sobre fatos
relevantes ou omite qualquer fato relevante que seja necessário para fazer com que as declarações feitas,
à luz das circunstâncias segundo as quais tais declarações foram feitas, não sejam enganosas em relação
ao período abrangido por esse relatório;
3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações financeiras consolidadas e outras informações
financeiras incluídas nesse relatório anual, apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a
posição financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da Companhia correspondentes aos
períodos apresentados nesse relatório;
4. O outro diretor responsável pela certificação da Companhia e eu somos responsáveis pela implementação
e manutenção dos controles e procedimentos de divulgação (conforme definido nas Regras 13a15(e) e
15d15(e) do Exchange Act) e controles internos sobre as demonstrações financeiras (conforme definido
nas Regras 13a15(f) e 15d15(f) do Exchange Act) da Companhia e assim:
a. criamos esses controles e procedimentos de divulgação ou fizemos com que esses controles e
procedimentos fossem criados sob nossa supervisão visando assegurar que informações relevantes
relacionadas à Companhia, incluindo suas subsidiárias consolidadas, sejam levadas a nosso
conhecimento por outras pessoas dentro dessas entidades, especialmente durante o período de
elaboração desse relatório;
b. criamos tais controles internos relacionados às demonstrações financeiras ou fizemos com que esses
controles fossem criados sob nossa supervisão para proporcionar segurança razoável com relação à
confiabilidade dos relatórios financeiros e à preparação das demonstrações financeiras para fins
externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos;
c. avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Companhia e apresentamos
nesse relatório nossas conclusões sobre a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação no
final do período coberto por este relatório com base nessa avaliação; e
d. divulgamos neste relatório quaisquer mudanças nos controles internos da Companhia sobre relatórios
financeiros que ocorram durante o período abrangido pelo relatório anual que tenham afetado ou
possam afetar de modo relevante o controle interno da Companhia sobre as demonstrações
financeiras;
5. O outro diretor responsável pela certificação da Companhia e eu divulgamos, com base em nossa mais
recente avaliação dos controles internos relacionados às demonstrações financeiras nos auditores e ao
Comitê de Auditoria do Conselho de Administração da Companhia (ou junto às pessoas que exerçam
funções equivalentes):
a. todas as deficiências e fraquezas relevantes no desenvolvimento ou no funcionamento dos controles
internossobre as demonstrações financeiras que possam afetar de maneira adversa a capacidade da
Companhia de registrar, processar, resumir e apresentar dados financeiros; e
435
b. quaisquer fraudes, relevantes ou não, que envolvam a administração ou outros funcionários que
desempenham papel importante nos controles internos da Companhia relacionados às demonstrações
financeiras.
Por: /(ass): Mauro Borges Lemos
Nome: Mauro Borges Lemos
Cargo: Diretor-Presidente
Data: 14 de Novembro de 2016
Uma versão original assinada deste documento exigida pela Seção 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002
foi providenciada pela Companhia e será retida pela Companhia e fornecida à Securities and Exchange
Commission ou seus funcionários mediante solicitação.
436
Anexo 12.2
CERTIFICAÇÃO
Eu, Fabiano Maia Pereira, certifico que:
1. Revisei este relatório anual da CEMIG preparado segundo o Formulário 20-F;
2. Baseado em meu conhecimento, esse relatório não contém qualquer declaração falsa sobre fatos
relevantes ou omite qualquer fato relevante que seja necessário para fazer com que as declarações feitas,
à luz das circunstâncias segundo as quais tais declarações foram feitas, não sejam enganosas em relação
ao período abrangido por esse relatório;
3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações financeiras consolidadas e outras informações
financeiras incluídas nesse relatório anual, apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a
posição financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da Companhia correspondentes aos
períodos apresentados nesse relatório;
4. O outro diretor responsável pela certificação da Companhia e eu somos responsáveis pela implementação
e manutenção dos controles e procedimentos de divulgação (conforme definido nas Regras 13a15(e) e
15d15(e) do Exchange Act) e controles internos sobre as demonstrações financeiras (conforme definido
nas Regras 13a15(f) e 15d15(f) do Exchange Act) da Companhia e assim:
a. criamos esses controles e procedimentos de divulgação ou fizemos com que esses controles e
procedimentos fossem criados sob nossa supervisão visando assegurar que informações relevantes
relacionadas à Companhia, incluindo suas subsidiárias consolidadas, sejam levadas a nosso
conhecimento por outras pessoas dentro dessas entidades, especialmente durante o período de
elaboração desse relatório;
b. criamos tais controles internos relacionados às demonstrações financeiras ou fizemos com que esses
controles fossem criados sob nossa supervisão para proporcionar segurança razoável com relação à
confiabilidade dos relatórios financeiros e à preparação das demonstrações financeiras para fins
externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos;
c. avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Companhia e apresentamos
nesse relatório nossas conclusões sobre a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação no
final do período coberto por este relatório com base nessa avaliação; e
d. divulgamos neste relatório quaisquer mudanças nos controles internos da Companhia sobre relatórios
financeiros que ocorram durante o período abrangido pelo relatório anual que tenham afetado ou
possam afetar de modo relevante o controle interno da Companhia sobre as demonstrações
financeiras.
5. O outro diretor responsável pela certificação da Companhia e eu divulgamos, com base em nossa mais
recente avaliação dos controles internos relacionados às demonstrações financeiras aos auditores e ao
Comitê de Auditoria do Conselho de Administração da Companhia (ou junto às pessoas que exerçam
funções equivalentes):
a. todas as deficiências e fraquezas relevantes no desenvolvimento ou no funcionamento dos controles
internos sobre as demonstrações financeiras que possam afetar de maneira adversa a capacidade da
Companhia de registrar, processar, resumir e apresentar dados financeiros; e
437
b. quaisquer fraudes, relevantes ou não, que envolvam a administração ou outros funcionários que
desempenham papel importante nos controles internos da Companhia relacionados às demonstrações
financeiras.
Por: (ass): Fabiano Maia Pereira
Nome: Fabiano Maia Pereira
Cargo: Diretor de Finanças e Relações com Investidores
Data: 14 de Novembro de 2016
438
Anexo 13.1
CERTIFICADO NOS TERMOS DO 18 U.S.C. ARTIGO 1350,
CONFORME PROMULGADA PELO
ARTIGO 906 DA LEI SARBANES-OXLEY DE 2002
Em relação ao Relatório Anual segundo o Formulário 20-F da Companhia Energética de Minas Gerais –
CEMIG (a“Companhia”) referente ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014, conforme arquivado
na Securities and Exchange Commission na presente data (o “Relatório”), eu, Djalma Bastos de Morais,
Diretor-Presidente da Companhia, certifico, de acordo com o 18 U.S.C. Artigo 1350, que:
(1) O Relatório está totalmente em consonância com os requisitos do Artigo 13(a) ou 15(d) do Securities
Exchange Act de 1934; e
(2) As informações contidas no Relatório apresentam de maneira adequada, em todos os aspectos relevantes,
a situação financeira e resultados operacionais da Companhia.
Por: (ass): Mauro Borges Lemos
Nome: Mauro Borges Lemos
Cargo: Diretor-Presidente
Data: 14 de Novembro de 2016
439
Anexo 13.2
CERTIFICADO NOS TERMOS DO 18 U.S.C. ARTIGO 1350,
CONFORME PROMULGADA PELO
ARTIGO 906 DA LEI SARBANES-OXLEY DE 2002
Em relação ao Relatório Anual segundo o Formulário 20-F da Companhia Energética de Minas
Gerais—CEMIG (a “Companhia”) referente ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, conforme
arquivado na Securities and Exchange Commission na presente data (o “Relatório”), eu, Luiz Fernando Rolla,
Diretor de Finanças e de Relações com Investidores da Companhia, certifico, de acordo com o 18 U.S.C. Artigo
1350, que:
(1) O Relatório está totalmente em consonância com os requisitos do Artigo 13(a) ou 15(d) do Securities
Exchange Act de 1934; e
(2) As informações contidas no Relatório apresentam de maneira adequada, em todos os aspectos relevantes,
a situação financeira e resultados operacionais da Companhia.
Por: (ass): Fabiano Maia Pereira
Nome: Fabiano Maia Pereira
Cargo: Diretor de Finanças e Relações com Investidores
Data: 14 de Novembro de 2016