1

• Dirección de Finanzas y Participaciones• Dirección de Relaciones con los Inversores

• Dirección de Finanzas y Participaciones• Dirección de Relaciones con los Inversores

1er TRIMESTRE DE 2001Presentación

1er TRIMESTRE DE 2001Presentación

2

HECHOS DESTACADOS

RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN

CUENTA DE RESULTADOS

PERSPECTIVAS

AGENDA

3

DESTACADOS

- Pérdidas netas MI R$ (12,5)

- Desembolso de capital MI R$ 140,7

- Patrimonio neto de los accionistas MI R$ 6.633

- Deuda MI R$ 3.140

- Capacidad instalada de generación MW 5.633

- Generación propia de electricidad GWh 5.902

- Total ventas GWh 11.435

- Nuevas conexiones (1er Trim. 01) GWh 44.255

- Clientes # 5.186

CEMIG al final del 1er trimestre de 2001

4

Programa de renuncia voluntaria: 565 empleados

FORLUZ: CVM nº 371 de 13/12/2000 reconocimiento de pasivo no consolidado con Forluz;

Renegociación de deuda: 41,2 MI $ EE.UU.;

Pérdidas por devaluación del 10,5 %

HECHOS FUNDAMENTALESHECHOS FUNDAMENTALES

1ER Trimestre 2001DESTACADOS

5

Requisitos Mercado cautivo

Mercado libre

Contratos iniciales y energía a corto plazo

4.909 GWh

4.741 GWh

1.375 GWh

TotalEnergía

11.435 GWhCrecimiento

8,7%

Pérdidas 7,7% 945 GWh

Crecimiento7,6%

BALANCE ENERGÉTICO1ER TRIMESTRE DE 2001BALANCE ENERGÉTICO1ER TRIMESTRE DE 2001

Suministro a centrales de terceros

410 GWh

Energía disponible para venta 12.380 GWh

Energía generada 6.515 -18,1%

Generación propia 5.902

Producción en centrales de terceros 432

Generación de subsidiarias 181

Energía adquirida 5.865 71,1%

Itaipu 3.439

Otras instalaciones 832

Energía a corto plazo 1.579

Cargas aisladas 15

Coruripe -

6

Ingresos netos de explotación

Gastos de explotación

EBITDA

Pérdidas netas

Margen de explotación

Margen EBITDA

Ventas (GWh)

Valores en miles de R$

929.383

786.009

266.607

(12.510)

15,4 %

28,7 %

11.435

Hasta marzo de 2001

14,2 %

15,7 %

5,9 %

(115,2) %

(6,7) %

(7,3) %

8,7 %

DESTACADOS

7

INSTALACIONES CAPACIDAD

INSTALADA Kw

PRODUCCIÓN

MWh(1ER TRIM./01)

CRECIMIENTO

1ER TRIM./01 1ER TRIM./00

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 5.384.784 5.678.449 (20,1)

1. SÃO SIMÃO 1.710.000 2.863.422 (3,0)

2. EMBORCAÇÃO 1.192.000 354.333 (46,2)

3. NOVA PONTE 510.000 329.079 (34,8)

4. JAGUARA 424.000 617.714 (16,8)

5. TRÊS MARIAS 396.000 384.400 (11,3)

6. VOLTA GRANDE 380.000 431.343 (37,5)

7. MIRANDA 408.000 317.498 (40,1)

8. SALTO GRANDE 102.000 123.161 (25,1)

9. OTRAS (INCLUIDO EL 14,5 % DE IGARAPAVA) 262.784 257.499 (36,5)

CENTRALES TÉRMICAS 131.440 223.050 10,4

PARQUE EÓLICO 1.000 32 (68,7)

AFILIADOS 118.000 180.667 14,0

CENTRAL HIDROELÉCTRICA SÁ CARVALHO 78.000 108.205

CENTRAL TÉRMICA IPATINGA 40.000 72.462

TOTAL DE CEMIG 5.635.224 6.082.198 (18,6)

CENTRALES DE TERCEROS EXPLOTADAS POR CEMIG 379.550 432.043

PRODUCCIÓN AFECTADA POR LAS LLUVIAS

DESTACADOS

8VENTAS DE ENERGÍA FACTURADA NO CONSOLIDADAS FACTURADAS - GWh

2.932

3.0532.994

32563323

3171

2.500

2.700

2.900

3.100

3.300

3.500

JAN FEB MAR

GW

H

1st Q 00 1st Q 01

DESTACADOS

9VENTAS FACTURADAS POR CATEGORÍA EN GWh

CATEGORÍA 1Trim.2001 1Trim.2000 VARIACIÓN %

Total ventas 9.750 10.459 (6,8)

Venta al por menor 9.597 8.939 7,4

Residencial 1.922 1.898 1,3

Industrial 5.709 5.216 9,5

Comercial 972 906 7,3

Rural 371 316 17,4

Entidades públicas 129 126 2,4

Alumbrado público 243 234 3,8

Servicios públicos 237 227 4,4

Consumo propio 14 16 (12,5)

Venta al por mayor 153 1.520 (89,9)

Concesionarias MG 53 41 29,3

Contratos bilaterales 100 20 400,0

Energía a corto plazo - 1.459 (100,0)

DESTACADOS

10

-2

0

2

4

6

8

10

12

Total Residential Industrial Commercial

CONSUMO CRECIMIENTO

%Últimos 15 mesesD

ESTACADOS

11ÍNDICES DERENDIMIENTO

DESCRIPCIÓN

EBITDA (millones de R$) 1.033,0 852,1 1.184,8 266,6 251,8

Margen EBITDA (%) 43,2 29,8 32,7 28,7 30,9

Gastos operativos (Coste/MWh) - R$ 50.19 74,7 68,9 82,1 64,9

Margen de explotación (%) 20,2 14,1 19,3 15,4 16,5

RENTA SOBRE PATRIMONIO (%) 6.41 0,4 5,3 (0,2) 1,1

Consumidores por empleado 391.3 418,5 445,7 447,2 425,7

Energía vendida por empleado/MWh 3.282,0 3.332,0 3.661,0 995,6 899,3

1ER

T/001ER

T/011998 1999 2000

DESTACADOS

12MEJORA DE LA PRODUCTIVIDAD

4.2

48

4.4

73

4.7

23

4.9

17

5.1

41

51

86

11.53611.73211.961

12.71815.060

11596

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1996 1997 1998 1999 2000 1st Q 01

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

Customers Employees

PDI

EXPLOTACIÓN

1998 1999 2000 1T2001Consumidores por empleado 391 418 446 447MWh vendidos/Empleado 3.882 3.332 3.661 996Gastos de personal por ingresos netos (%) 19,2 16,0 14,2 14,7 Ingresos netos por gastos 0,73 0,86 0,81 0,85 Tasa de valor añadido 1,38 1,16 1,24 1,18 Crecimiento de ventas (%) 2,20 (0,03) 7,00 7,7 Gastos de explotación/MWh 45,2 62,5 68,9 82,1

13

EBITDA + 6.0 %

60

267305

336

292

252

229

296

268

-

50

100

150

200

250

300

350

400

1T99 2T99 3T99 4T99 1T00 2T00 3T00 4T00 1T01

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

EBITDA (Millones de R$) Margen EBITDA

267

252

1T2001 1T2000

EBITDA

EXPLOTACIÓN

14RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN

NÚMERO DE EMPLEADOS CLIENTES POR EMPLEADO

11.961

11.732

11.536 11.596

1998 1999 2000 mar/01

391

418

446 447

1998 1999 2000 mar/01

DESTACADOS

15

EXPLOTACIÓN

RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN

DEC - Duración equivalente de interrupciones por consumidor

FEC - Frecuencia equivalente de interrupciones por consumidor

2,67 1,71 2,273,33 3,6

1,77 1,24 1,423,94

2,13

0

3

6

9

12

15

18

DEC FEC

1T00 2T00 3T00 4T00 1T01

16CRECIMIENTO DE LOS BENEFICIOS

EXPLOTACIÓN

82

136

10691

-13

-100

0

100

200

R$

mil

lio

n

1Q00 2Q00 3Q00 4Q00 1Q01

17

Pérdidas netas(R$ 12,5 MI)

Beneficio netoR$ 82,4 MI

Resultados atípicos(R$ 22,7 MI)

Pérdidas financieras(R$ 136,7 MI)

Resultados de explotaciónR$ 143,4 MI

Resultados atípicos(R$ 11,0 MI)

Resultados financierosR$ 13,4 MI

Resultados de explotaciónR$ 134,6 MI

1Trim./01 1Trim./00

EXPLOTACIÓN

BALANCES DE RESULTADOS

18INGRESOS Y GASTOSDE EXPLOTACIÓN

179143

212171

135113

182159

(51)

-75

75

225

375

525

675

825

975

1Q/99 2Q/99 3Q/99 4Q/99 1Q/00 2Q/00 3Q/00 4Q/00 1Q/01Operating Revenue (Net) Operating Expenses Operating Result

-8,7

22,8

18,6

15,4

21,3

20

16,614,6

21,6

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

1Q/99 2Q/99 3Q/99 4Q/99 1Q/00 2Q/00 3Q/00 4Q/00 1Q/01

Operating Margin (%)

EXPLOTACIÓN

19

Gastos de explotación en 2001R$ 786,0 MI

Servicios subcontratadosR$ 45,8 MI

SuministrosR$ 17,0 MI

Energía adquiridaR$ 232,4 MI

Mano de obraR$ 136,6 MI

DepreciaciónR$ 123,2 MI Royalties

R$ 10,9 MI

OtrosR$ 82,6 MI

CCCR$ 71,4 MI

Cargos uso de redR$ 66,0 MI

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

23,3%

14,5%

5,2%

0,8%

17,8%

13,0 %

11,4 %

32,2 %

110,8 %

15,7 %

EXPLOTACIÓN

20GASTOS DE EXPLOTACIÓN

Mano de obraR$ 136,6 MI

13,0 %

14,5 %

Servicios subcontratadosR$ 45,8 MI

13,0 %

SuministrosR$ 17,0 MI

11,4 %

DepreciaciónR$ 123,2 MI

5,2 %

ProvisionesR$ 43,2 MI

1482,5 %

Gastos de explotación R$ 786,0 MI

OtrosR$ 19,6 MI

( 8,7 ) %

Controlables 18,4 %No controlables

Energía adquiridaR$ 232,4 MI

23,4 %

CCCR$ 71,4 MI

0,8 %

RoyaltiesR$ 10,9 MI

39,2 %

Cargos uso de redR$ 66,0 MI

17,8 %

CCCR$ 71,4 MI

34,5 %

Tasa de inspecciónR$ 3,3 MI

21,0 %

EXPLOTACIÓN

21

Resultados financieros(R$ 141,0 millones)

IngresosR$79,0 millones

Gastos(R$97,2 millones)

Pérdidas por devaluación

(R$122,9 millones)

IngresosR$29,8 millones

Gastos(R$41,9 millones)

Pérdidas por devaluación

(R$25,5 millones)

Resultados financieros(R$13,4 millones)

RESULTADOS FINANCIEROS

1Trim.20001Trim.2001F I NANC I E RO S

22RESULTADOS FINANCIEROS

Valores en miles de R$

F I NANC I E RO S

1Trim.2001 1Trim.2000 VARIACIÓN %

CRC acuerdo de asignación - Intereses 15.205 14.784 2,85

CRC Intereses sobre atrasos 10.112 3.812 165,27

CRC Variación monetaria 17.444 - -

Cargos sobre facturas vencidas 9.126 6.959 31,14

Ingresos de inversiones a corto plazo 12.937 4.468 189,55

Otros ingresos (gastos) netos 18.624 (183) -

Intereses sobre el capital propio (44.872) (33.376) 34,44

Cargos de intereses - FORLUZ (40.573) - -

Cargos sobre impuestos (4.033) (3.936) 2,46

Pérdidas inflacionistas (2.920) (3.134) (6,83)

CPMF (4.891) (9.575) (48,92)

Provisión para desvalorización de títulos negociables 5.063 4.764 6,28

Ventas de energía pagadas por anticipado (9.341) 3.325 -

PÉRDIDAS POR TRANSACCIONES EN MONEDA EXTERNA

Préstamos y financiación (119.736) 24.538 -

Obligaciones del Tesoro brasileño 7.480 (1.513) -

Electricidad adquirida de Itaipu (10.651) 2.485

TOTAL (141.026) 13.418 -

23

Resultados atípicos(R$ 22,7 MI)

Resultados atípicos(R$ 10,9 MI)

Gastos ( R$ 24,7 MI )

IngresosR$ 1,9 MI

IngresosR$ 2,3 MI

1Trim./01 1Trim./00

Gastos(R$ 13,2 MI)

RESULTADOS ATÍPICOS

F I NANC I E RO S

24

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

R$ m

illo

nes

.

1997 1998 1999 2000 1T2001

Ingresos (netos) Deuda EBITDA

Una sólida situación financiera

F I NANC I E RO S

25

Millones de R$ a 31 de marzo de 2001Millones de R$ a 31 de marzo de 2001

VENCIMIENTO DE DEUDAS

58,8 66,7 55,5 54,1 56,122,4

44,665 68,9 73 77,4

82,1 82,2 62,7 66,4 68,1 62,9

62

50,6

463,9

503,4

228,5

162,7200,5

41,6

11,1

86,2

13,718,4 13,7 13,8 7,818,5

1314,420,5

76,8

14,4 11,5 11,5

8,8

6,1

0

100

200

300

400

500

600

700

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 a2024

LO CAL CURRENCY (O THERS) LO CAL CURRENCY (FO RLUZ) FO REIGN CURRENCY

PERSPECTIVAS

26

Estrecha relación entre los bonos de Cemigy los bonos estatales en 2001EUROBÔNUS

5.00%

7.00%

9.00%

11.00%

13.00%

15.00%

17.00%

19.00%

21.00%

23.00%

Feb-1

998

Mar-1

998

Apr-1

998

May-1

998

Jun-1

998

Jul-1

998

Aug-1

998

Sep

-1998

Oct-1

998

Nov-1

998

Dec-1

998

Jan-1

999

Feb-1

999

Mar-1

999

Apr-1

999

May-1

999

Jun-1

999

Jul-1

999

Aug-1

999

Sep

-1999

Oct-1

999

Nov-1

999

Dec-1

999

Jan-2

000

Feb-2

000

Mar-2

000

Apr-2

000

May-2

000

Jun-2

000

Jul-2

000

Aug-2

000

Sep

-2000

Oct-2

000

Nov-2

000

Dec-2

000

Jan-2

001

Feb-2

001

Mar-2

001

YIE

LD

(a.

a.)

CEMIG - 2004

BRASIL - 2001

EUROBONOSPERSPECTIVAS

27

Renegociación de deuda

AVISO STN FECHA EVENTO $ EE.UU.

266/COREF 24/01/2001 Banco do Brasil (41.200.000.00)

DEUDA

PLAZO: 3 AÑOS

TIPO: LIBOR + 3,125% anual

28

R$ 4,5 billones de desembolso de capital en 6 años

DESEMBOLSO DE CAPITAL

2000(a) 2001 1Trim./01(a) 2002 2003 2004 2005

Generación 147,4 205,5 20,7 279,0 201,3 91,2 13,8

Transmisión 8,0 71,0 5,2 71,1 96,6 104,2 94,9

Subtransmisión 40,6 73,5 3,4 86,2 130,9 121,9 126,7

Distribución 309,4 368,3 109,7 357,1 354,9 321,0 292,4

Otros 43,7 95,6 1,7 133,1 64,7 87,9 90,5

TOTAL 549,2 813,9 140,7* 926,5 848,4 726,2 618,2

* Desembolso

PERSPECTIVAS

29PROYECTOS ENERGÉTICOS

% CEMIG

MW INVERSIONES DE CEMIG MI R$

FECHA DE INICIO

Central hidroeléctrica Porto Estrela 33 112 39 Sep/01

Central hidroeléctrica Poço Fundo 100 21 8 Jun/02

Central térmica Barreiro 100 13 22 Dic/02

Central hidroeléctrica Pai Joaquim 49 23 11 2º sem./02

Central hidroeléctrica Queimado 83 105 118 Abr/03

Central hidroeléctrica Aimorés 49 330 206 Nov/03

Central térmica Sul Minas 31 500 186 Dic/03

Central hidroeléctrica Capim Branco I II 20 450 110 -

Central hidroeléctrica Irapé 100* 360 500 Abr/05

Central hidroeléctrica Funil 49 180 101 Dic/02

TOTAL 2.094 1.301

Infovias (inversiones en 2001) 21

Gasmig (inversiones en 2001) 9

* Pendiente de definición

PERSPECTIVAS

30

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 /R E T A IL1 0 0 %

5 .1 m illion c lie n ts

G A S M IG9 5 %

1 .8 M M M 3 /d ay

P o r to E str e la3 3 %

1 1 3 M W

IN F O V IA S4 8 %

A im o r és4 9 %

3 3 0 M W

Ip a t in ga1 0 0 %

4 0 M W

S á C a r v a lh o1 0 0 %

7 8 M W

C E M IGH o ld in g

Reestructuración

de CEMIG

PERSPECTIVAS

31

EVOLUÇÃO DO ARMAZENAMENTOSUDESTE FEV/1991- FEV/2001

0

20

40

60

80

100

120

1991 1992 1993 1994 1995 1996

98%

67%

96%

81%

95%

64%

93%

49%

89%

51%

77%

44%

88%

62%

1997

83%

1998

44%

70%

1999

19%

2000

59%

23%

Niveles del embalse de la región suresteDe feb. 1991 a feb. 2001

32

Conselho de Adminis tração 190301 6

Energia Natural Afluente - Sazonalidade

Sistema de la región sureste

30338 3107830572

0

10000

20000

30000

40000

50000

MW

med

MLT 44383 47068 44135 32834 24423 20831 17194 14290 14345 17400 21939 32823

Mínimo Histórico 19529 16003 20302 15760 12944 11249 9456 7859 7316 8352 9434 11816

Seqüência3 30572 30338 31078

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

Carga Média Anual atendida por Geração

Hidráulica

Até 18/03/2001

AFLUENCIA DE AGUA: ESTACIONALIDAD

33

C o n s e l h o d e A d m i n i s t r a ç ã o 1 9 0 3 0 1 1 7

M a r ç o a A b r i l

J a n . a F e v . 6 4 % M L T 7 6 % M L T 8 8 % M L T 1 0 0 % M L T

7 2 % M L T 5 / 1 0 3 / 1 0 2 / 1 0 1 / 1 0

4 9 %

3 3 , 4 %

1 0 %1 1 %

4 4 %

3 9 %

3 3 %

2 8 / f e v 3 1 / m a r 3 0 / a b r 3 1 / m a i 3 0 / j u n 3 1 / j u l 3 1 / a g o 3 0 / s e t 3 1 / o u t 3 0 / n o v 3 1 / d e z

7 5 % M L T

S E / C O - A r m a z e n a m e n t o e m 2 0 0 1

C o r t e 5 %

C o r t e 1 0 %

C o r t e 1 5 %

S e m C o r t e

1 0 0 % M L T

8 8 % M L T

7 6 % M L T

6 4 % M L T

F i g u r a 3 . 1 . 1

T a b e l a 3 . 1 . 1

C o n c l u s õ e s - S E / C O

34

Gracias por su atención