1

ESTADOS FINANCIEROSESTADOS FINANCIEROS1º Semestre de 20011º Semestre de 2001

• Responsable de Relaciones con los InversoresResponsable de Relaciones con los Inversores• Director de FinanzasDirector de Finanzas

• Responsable de Relaciones con los InversoresResponsable de Relaciones con los Inversores• Director de FinanzasDirector de Finanzas

2

HECHOS DESTACADOS

RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN

ESTADOS FINANCIEROS

PERSPECTIVAS

AGENDA

3

- Beneficio neto MI R$ 14,2

- Patrimonio neto de los accionistas MI R$ 6.645

- Deuda total incluido Forluz MI R$ 3.727

- Deuda Forluz MI R$ 1.837

- Desembolso de capital MI R$ 278,3

- Capacidad instalada de generación MW 5.634

- Generación propia GWh 11.168

- Ventas totales hasta junio/ 01 GWh 20.648

- Crecimiento de las ventas directas % 4,5

- Total de consumidores (en miles) Nº 5.239

- Clientes dados de alta hasta jun/ 01

Nº 97.644

CEMIG a finales de junio de 2001DESTACADOS

4

Adhesión de 570 empleados al Programa de Renuncia

voluntaria - PDV

FORLUZ: CVM nº 371 de 13/12/00 Ajuste del pasivo actuarial, registrado directamente en el Patrimonio Neto de los Accionistas

Renegociación de deuda: US$ 41,2 MI

Impacto de la devaluación (deuda/Itaipu): Hasta la fecha: 17,9%

Inicio de las obras de la central hidroeléctrica de Aimorés Capacidad: 330 MW

Racionamiento con pérdidas de Mercado e Ingresos

El Estado adquirirá R$90 MI en bonos con cero interés para financiar los proyectos energéticos de Irapé

Asuntos pendienteshasta junio de 2001Asuntos pendienteshasta junio de 2001

DESTACADOS

5

Ingresos netos de explotación

Gastos de explotación

EBITDA

Pérdidas por devaluación

Resultado neto

Margen de explotación

Margen EBITDA

Ventas totales (GWh)

Miles de R$ a 30 de junio de 2001

1,933,130

1,621,441

559,417

(229,964)

14,151

16.1 %

28.9 %

20,648

15.8 %

18.9 %

2.8 %

(93.5) %

(12.0) %

(11.2) %

(3.6) %

DESTACADOS

6

Requisitos Mercado cautivo

Mercado libre

Ventas al sistema interconectado

9.791 GWh

9.253 GWh

783 GWh

Energía totaldisponible

20.648 GWh

Reducción3.6 %

Pérdidas 8% 1.788 GWhReducción

29.3 %

BALANCE ENERGÉTICO 1er SEM./2001BALANCE ENERGÉTICO 1er SEM./2001

Suministro a centrales de terceros

821 GWh

Energía generada 12,196Generación propia 11,168Producción de centrales de terceros 702 Generación de subsidiarias 326

Energía adquirida 10,240Itaipu 6,187Otras instalaciones 1,378Energía a corto plazo 2,645Cargas aisladas 30

Energía disponible para venta

22.436 GWh

7

INSTALACIONES CAPACIDAD INSTALADA / KW

PRODUCCIÓN

MWh

CRECIMIENTO

1er sem./011er sem./00

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 5,383,378 10.671.718 -29.7

1. SÃO SIMÃO 1,710,000 5.260.524 -13.3

2. EMBORCAÇÃO 1,192,000 975,566 -46.6

3. NOVA PONTE 510,000 687,280 -46.0

4. JAGUARA 424,000 1,047,708 -33.0

5. TRÊS MARIAS 396,000 666,660 -36.5

6. VOLTA GRANDE 380,000 737,144 -42.0

7. MIRANDA 408,000 642,404 -43.6

8. SALTO GRANDE 102,000 197,546 -29.4

9. OTRAS 261,378 456,896 -36.5

CENTRALES TÉRMICAS 131,440 495,989 26.7

PARQUE EÓLICO 1,000 344 -

TOTAL 5,515,818 11,168,051 -28.3

AFILIADOS 118,000 325,966

TOTAL DE CEMIG 5,633,818 11,494,017 -27.5

CENTRALES DE TERCEROS EXPLOTADAS POR CEMIG

379,550 701,519

DESTACADOS

8ENERGÍA FACTURADA

18.318

19.242

17.80018.000

18.20018.400

18.60018.80019.000

19.20019.400

GWh

Ventas directas al mercado nacional

1er Sem./011er Sem./00

1,459

0

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

GWh

Ventas al sistema interconectado

1er Sem./011er Sem./00

259

318

0

50

100

150

200

250

300

350

GWh

Venta contractual al por mayor

1º Sem/011º Sem/00

1er Sem./011er Sem./00

+ 4.5%DESTACADOS

9

1,898 1,873 1,922 1,806

3,771 3,727

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

GWh

1st Q 00 2nd Q 00 1st Q 01 2nd Q 01 1st Half 00 1st Half 01

Residencial

5,216 5,599 5,709 5,848

10,816 11,556

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

GWh

1st Q 00 2nd Q 00 1st Q 01 2nd Q 01 1st Half 00 1st Half 01

Industrial

906 882 972 922

1,787 1,895

-

500

1,000

1,500

2,000

GWh

1st Q 00 2nd Q 00 1st Q 01 2nd Q 01 1st Half 00 1st Half 01

Comercial

Reduccióndel 1,2%

Aumentodel 6%

Aumentodel 6,9%

El sector residencial presentó los primeros efectos del racionamiento

10El crecimiento hasta mayo fue muy positivo …D

ESTACADOS

… pero el racionamiento redujo el crecimiento en junio.

Caída del 3,9%

2,932

3,0532,994

3,1173,077

3,2333,2563,323

3,171

3,413

3,290

3,107

2,500

2,700

2,900

3,100

3,300

3,500

Ene Feb Mar Abr May Jun

GWh

1er Sem./00 1er Sem./01

11MEJORA DE LAPRODUCTIVIDAD

5,1

86

5,1

41

4,9

17

4,7

23

4,4

73

4,2

48

5.2

39

11,596

15,06012,718

11,961 11,732 11,53611,238

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1996 1997 1998 1999 2000 1er T/01 2ndo T/01

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Consumidores Empleados

1997 1998 1999 2000 1er Sem./01

Consumidores por empleado

352 391 418 446 466

MWh / Empleado 2.676 3.882 3.332 3.661 1.712Costes de personal por ingresos netos (%)

27,9 19,2 16,0 14,2 14,1

Relación de gastos sobre ingresos

0,83 0,73 0,86 0,81 0,84

Tasa de valor añadido 1,21 1,38 1,16 1,24 1,19

Crecimiento de ventas de MWh (%)

3,10 2,20 (0,03)

7,00 2,6

Gastos de explotación/MWh

48,8 45,2 62,5 68,9 84,3

PDI

PDV

RENDIMIENTO

12Calidad del servicio

2.67

1.71

2.27

3.33

3.62

5.39

1.77

1.24

1.42

3.94

2.13

3.32

0

2

4

6

DEC FEC

1er T/00 2ndo T/00 3er T/00 4to T/00 1er T/01 2ndo T/01

RENDIMIENTO

13

EBITDA +2,8 %

60

29226

7

305336

292

252

22929

6

268

-50

100150200250300350400

1er T/99 2ndo T/99 3er T/99 4to T/99 1er T/00 2ndo T/00 3er T/00 4to T/00 1er T/01 2ndo T/01 10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

EBITDA (R$MI) Margen de EBITDA

FINANCIEROS

559

544

530

535

540

545

550

555

560

1er Sem./01 1er Sem./00

EBITDA

14

82

136

106

91

-12

26

-100

0

100

200

1er T/00 2ndo T/00 3er T/00 4rto T/00 1er T/01 2ndo T/01

EVOLUCIÓN DEL BENEFICIO NETO

En millones de R$FINANCIEROS

15

Activo Junio/01 Marzo/01 Variación (%)

CIRCULANTE 1.564.327 1.476.532 5,95

ACTIVOS EXIGIBLES A LARGO PLAZO 2.023.665 1.961.827 3,15

PERMANENTE 9.366.675 9.365.640 0,01

12.954.667 12.803.999 1,18

Pasivo y patrimonio netoJunio/01 Marzo/01 Variacíon(

%)

CIRCULANTE 2.020.995 1.893.193 6,75

PASIVO A LARGO PLAZO 4.274.039 4.277.835 -0,09

PATRIMONIO NETO DE LOS ACCIONISTAS 6.659.633 6.632.971 0,4

12.954.667 12.803.999 1,18

Valores, en miles de reales

Balance Patrimonial

16El racionamiento muestra ya los primeros impactos

17El racionamiento muestra ya los primeros impactos

18

1st Q 01 2nd Q 01 1st H 01 2nd Q 00 1st H 00

Compra deenergía

Mano de obra

Depreciationandamortization

CCC

Cargos uso dered

Servicios sub-contratados

Otros

Total

232,357 279,724 512,081 180,097 368,565

166,589 135,798 302,387 127,162 246,477

123,233 124,496 247,729 120,975 238,147

71,416 84,843 156,259 58,951 129,810

66,035 65,791 131,826 58,347 114,388

45,827 56,137 101,964 46,271 86,837

80,552 88,642 169,194 92,903 179,877

786,009 835,431 1,621,440 684,733 1,493,948

El racionamiento muestra ya los primeros impactos

19BENEFICIOS DE EXPLOTACIÓN

179143 168

-51

159 182

113 135

171212

-75

75

225

375

525

675

825

975

1er T/99 2ndo T/99 3er T/99 4rto T/99 1er T/00 2ndo T/00 3er T/00 4rto T/00 1er T/01 2ndo T/01

Beneficio neto Gastos de explotación Resultados de explotación

-8.7

22.8

18.6 15.415.421.3

20

16.614.621.6

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

1er T/99 2ndo T/99 3er T/99 4rto T/99 1er T/00 2ndo T/00 3er T/00 4rto T/00 1er T/01 2ndo T/01

Margen de explotación

FINANCIEROS

20MANO DE OBRA MI R$

Descripción 1er Sem./01 1er Sem./00 Variación (%)

Nóminas y gastos 259,0 236,9 9,3

Programa de renuncia voluntaria (PDV)

32,5 - 0,0

Forluz 16,3 23,9 (31,8)

Beneficios asistenciales 31,2 28,5 9,5

GASTOS TOTALES 339,0 289,3 17,2

Gastos capitalizados (36,7) (42,8) (14,3)

ASIGNADO A BALANCES DE RESULTADOS

302,3 246,5 22,6

FINANCIEROS

21RESULTADOSDE GASTOS

Mano de obraR$302,4 MI

13.0 %

22.7 %

Servicios subcontratadosR$102,0 MI

17.4 %

SuministrosR$33,1 MI

3.7 %

DepreciaciónR$247,7 MI

4.0 %

ProvisionesR$22,6 MI

196.7 %

Gastos de explotación R$1.621,4 MI

OtrosR$49,6 MI

( 47.1 ) %

Controlables 18.4 %No controlables

Energía adquiridaR$512,1 MI

38.9 %

CCCR$156,3 MI

20.0 %

RoyaltiesR$20,8 MI

19.8 %

Cargos uso de redR$131,8 MI

15.2 %

Adquisición de combustibleR$36,4 MI

3.7 %

Tasa de inspecciónR$6,6 MI

20.8 %

FINANCIEROS

22

Resultados financieros(R$260,7 MI)

Resultados financieros(R$214,4 MI)

Pérdidas por devaluación(R$230,0 MI)

Gastos (R$201,2 MI)

IngresosR$170,5 MI

IngresosR$67,0 MI

1er Sem./01 1er Sem./00

Gastos(R$268,1 MI)

Pérdidas por devaluación(R$13,3) MI

Resultados financierosDevaluación del real: 1er Sem. 01: 17.87% 1er Sem. 00: 0.61%

FINANCIEROS

23

Resultados atípicos(R$26,5 MI)

Resultados atípicos(R$22,8 MI)

Gastos R$31,9 MI

IngresosR$5,4 MI

IngresosR$3,9 MI

1er Sem./01 1er Sem./00

Gastos R$26,7 MI

RESULTADOS ATÍPICOS

FINANCIEROS

24

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

R$

mill

ion

es

1997 1998 1999 2000 1erSem./00

1erSem./01

Ingresos netos Deuda EBITDA

Incluso teniendo que hacer frente a un crecimiento de la deuda,disfrutamosde una sólida situación financiera

PERSPECTIVAS

25

Corto plazo Largo plazo TotalDivisa extranjera 553 810 1.363 Moneda nacional 67 415 483 Total 621 1.225 1.846

Moneda Local

14%

86%

Corto Prazo Long-Term

Deuda Total

74%

26%

Moneda Extranjera Moneda Local

La deuda externa aumenta con la devaluación del real

Moneda Extranjera

41%

59%

Corto plazo Largo plazo

82%

18%

Fijo Variable

26SERVICIOS DE DEUDA

34.669 57.4 55.6 57.2

29

66.7 70.7 74.9 79.5

498.2

243.1 237

151.1

45.1

0

100

200

300

400

500

600

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TO24

Moneda nacional (otra) Moneda nacional (Forluz) Divisa extranjera

PERSPECTIVAS

27CAPTACIÓN DE FONDOS Y RENEGOCIACIÓN DE DEUDACAPTACIÓN DE FONDOS Y RENEGOCIACIÓN DE DEUDA

• EUROBONOS: A LA VENTA el 18/11/2001

• Renegociación de deuda conforme a la ley nº 4131

1er tramo: Consorcio entre Citibank, Abn Amro Bank y Lloyds Bank: 58 millones $ EE.UU.

2º tramo: Itaú: 30 millones $ EE.UU.

CAPTACIÓN DE FONDOS• COLOCACIÓN DE OBLIGACIONES: Consorcio entre Itaú, BBA, ING, Sudameris, Bradesco e Unibanco (líder)

•primera serie: plazo de 8 años, opción de compra y venta a los 4 años: R$250 millones

•segunda serie: plazo de 10 años, opción de compra y venta a los 5 años: R$250 millones

RENEGOCIACIÓN DE DEUDA

PERSPECTIVAS

28

EUROBONOSEUROBONOSEstrecha relación entre los bonos de Cemig y los bonos del Tesoro brasileño

Rentabilidad en el momento de la venta (18/11/2001)

5.0%

7.0%

9.0%

11.0%

13.0%

15.0%

17.0%

19.0%

21.0%

23.0%

Feb-98Mar-98

Apr-98

May-98

Jun-98Jul-98Aug-98

Sep-98Oct-98

Nov-98

Dec-98

Jan-99Feb-99Mar-99

Apr-99

May-99

Jun-99Jul-99Aug-99

Sep-99Oct-99

Nov-99

Dec-99

Jan-00Feb-00Mar-00

Apr-00

May-00

Jun-00Jul-00Aug-00

Sep-00Oct-00

Nov-00

Dec-00

Jan-01Feb-01Mar-01

Apr-01

May-01

Jun-01

CEMIG - 2004 BRAZIL - 2001

PERSPECTIVAS

29

Cemig invertirá R$3,9 billones en 5 años

Desembolso de capital

2000(A) 1er Sem./01(A) 2001 2002 2003 2004 2005

Generación 147,4 53,0 196,2 279,0 201,3 91,2 13,8 Transmisión 8,0 12,4 89,1 71,1 96,6 104,2 94,9 Subtransmisión 40,6 9,9 67,7 86,2 130,9 121,9 126,7 Distribución 309,4 178,1 355,3 357,1 354,9 321,0 292,4 Otros 43,8 24,9 42,2 133,1 64,7 87,9 90,5

TOTAL 549,2 278,3 750,5 926,5 848,4 726,2 618,2

PERSPECTIVAS

30PRINCIPALESPROYECTOS

DE CEMIG, FECHA

% CEMIG MW MI R$ DE OPERACIÓN

Central hidroeléctrica Porto Estrela

33 112 39 set/01

Central térmica Barreiro 100 13 22 Dic/2002

Central hidroeléctrica Pai Joaquim

49 23 11 set/03

Central hidroeléctrica Queimado

83 105 110 Abr/2003

Central hidroeléctrica Aimorés 49 330 206 nov/03

Central térmica Sul Minas 31 500 186 Dic/2003

Central hidroeléctrica Capim Branco l ll

20 450 110 No definida

Central hidroeléctrica Irapé 100 360 Abr/2005

Central hidroeléctrica Funil 49 180 101 Dic/2002

PCH Poço Fundo 100 21 8 jun/02

Total 2,094 793

Infovias (inversiones en 2001) 21

Gasmig (inversiones en 2001) 9

PERSPECTIVAS

31

G E N C O1 0 0 %

5 ,5 5 4 M W

T R A N S C O1 0 0 %

4 ,9 6 3 K M

D IS C O /T R A D IN G1 0 0 %

5 .1 m illio n co n su m ers

G A S M IG9 5 %

1 .8 M M M 3 /d a y

P o rto E strela3 3 %

1 1 3 M W

IN F O V IA S4 8 %

A im o rés4 9 %

3 3 0 M W

Ip a tin g a1 0 0 %

4 0 M W

S á C a rv a lh o1 0 0 %

7 8 M W

C E M IGH o ld in g

REESTRUCTURACIÓNDE CEMIG

Central hidroeléctrica Porto Estrela Obras en curso

PERSPECTIVAS

32

Fin de la presentación