1

• Dirección de relaciones con los inversoresDirección de relaciones con los inversores• Dirección de finanzas y marketingDirección de finanzas y marketing

ESTADOS FINANCIEROSESTADOS FINANCIEROS33erer trimestre de 2000 trimestre de 2000

2

HECHOS DESTACADOS

RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN

CUENTA DE RESULTADOS

PERSPECTIVAS

AGENDA

3

Cemig a finales de septiembre de 2000

• Beneficio neto R$ 324 millones

• Patrimonio neto de los accionistas R$ 7.727 millones

• Deuda R$ 1.488 billones

• R$ 345 millones

• Capacidad instalada de generación 5.554 MW

• Producción propia de electricidad 23,661 GWh

• Ventas a consumidores finales 28.077 GWh

• Clientes 5.085.644

Cemig hoyCemig hoy

DESTACADOS

4

Ingresos netos de explotación

Gastos de explotación

EBITDA

Beneficio neto

Margen de explotación

Margen EBITDA

Ventas (GWh)

Valores, en miles de reales

2.666.443

2.147.882

879.802

324.067

19.4%

33.0%

32.404

Período de nueve meses finalizado

a 30 de septiembre de 2000

27,6%

19,4%

41,2%

39,6%

10,7%

6,5%

DESTACADOS

5

 

PRODUCCIÓN CRECIMIENTOINSTALACIONES

CAPACIDAD

 

 

KW MWh 2000/1999

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 5.381,68422.833.778 10.9

1. SÃO SIMÃO1.710.000

9.180.090 13,3 2. EMBORCAÇÃO1.192.000 2.653.103 3,3 3. NOVA PONTE

510.000 2.079.312 7,4 4. JAGUARA424.000 2.317.380 0,6 5. TRÊS MARIAS396.000 1.683.208 22,4

6. VOLTA GRANDE 380.000 1.778.115 5,0

7. MIRANDA 408.000 1.800.875 19,9 8. SALTO GRANDE102.000 363.188 17,2

9. OTRAS 259.684 978.508  

CENTRALES TÉRMICAS 131.440 622.979 59,7

PARQUE EÓLICO 1.000 210 -68,3TOTAL5.514.124 23.456.967 12,8

CENTRAL TÉRMICA IPATINGA 40.000 204.899  

TOTAL 5.554.124 23.661.866  14,0

       CENTRALES DE TERCEROS EXPLOTADAS POR CEMIG 379.550 1.532.047  

PRODUCCIÓN RÉCORD

DESTACADOS

6BALANCEENERGÉTICOBALANCEENERGÉTICO

1.531 Gwh

Operation ServicesContracts Output

721 Gwh

Short Term Energy

840 Gwh

InitialContracts

Itaipú10.203 Gwh

11.764 GwhEnergy Purchase

216 Gwh

Ipatinga

Cemig23.457 Gwh

Cemig’s Plants23.673 Gwh

36.968 Gwh

Total AvailableEnergy

1.207 Gwh

OperationServices

Contracts

Losses 3.357 Gwh

9,1%

640 Gwh

InitialContracts

3.859 Gwh

Short TermEnergy

4.499 Gwh

Wholesale

13.780 Gwh

FreeConsumers

Market

14.326 Gwh

CaptiveMarket

32.404Gwh

Energy Sold

DESTACADOS

7ENERGÍAVENDIDA GWh

2.700

2.800

2.900

3.000

3.100

3.200

3.300

3.400

Ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

1998 - R 1999 - R 2000 - P 2000 - R

5,4% anual

4,8%últimos

12 meses

Mercado FacturadoDESTACADOS

8

Los consumidores residenciales ralentizaron el crecimiento

3er Trim./2º Trim.

2000/%

3er Trim.00/

3er Trim. 99/%

Ene/Sep

00/99/%

Ventas a consumidores finales

4,9 4,9 4.8

Industrial 2,1 6,6 6.6

Residencial 0,5 1,2 1.2

Comercial (2,7) 6,5 6.5

Rural 25,1 1,0 1.0

Otros 2,8 2,4 1.9

DESTACADOS

9

28.07

7

26.78

1

2.0161.979

1.2281.217

2.6452.483

16.534

15.517

5.6535.585Res

Consumo (GWh) y tasa de crecimiento (%)

1999 2000

Sectores

Ind

Com

Rur

Otr

6,5%

1,2%

6,6%

1,9%

Hasta septiembre4,8%

1,0%

DESTACADOS

10

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Aumento del consumo (%) últimos 12 meses - Sep/00

Comercial

Industrial

Total

Residencial

DESTACADOS

11

VENTAS

Ventas a consumidores finales

7500

8000

8500

9000

9500

10000

1T 2T 3T 4T

GW

h

.

1997 1998 1999 2000

DESTACADOS

12ÍNDICES DERENDIMIENTO

DESCRIPCIÓN 1998 1999

Bonos de responsabilidad

general

2000

HASTA

SEP/00

EBITDA (millones de R$) 1.033,0 852,1 1.209,5 879,8

Margen EBITDA (%) 43,2 29,8 33,5 33,0

Gastos/MWh R$ 50,2 74,7 76,1 73,4

Margen de explotación (%) 20,2 14,1 19,9 19,4

RENTA SOBRE PATRIMONIO (%) 6,4 0,4 6,9 4,5

Consumidores por empleado

391,3 418,5 447,2 439,9

Energía vendida por empleado/MWh

246,5 254,6 301,3 305,0

DESTACADOS

13

Rendimiento de explotación

14.923

12.550 11.947 11.732 11.560

1996 1997 1998 1999 set/00

NÚMERO DE EMPLEADOS

282

352391

419 439

1996 1997 1998 1999 Sep-00

CONSUMIDORES POR EMPLEADO

CEMIG HOY

14CRECIMIENTO DE LOS BENEFICIOS

-315

64113

172

82

136106

-400

-300

-200

-100

0

100

200

R$

mil

lon

es

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

EXPLOTACIÓN

15

Beneficio netoR$ 324 millones

Pérdidas netas(R$ 138 millones)

Resultados atípicos(R$ 42 millones)

Gastos financieros(R$ 246 millones)

Resultados de explotaciónR$ 519 millones

Resultados atípicos(R$ 52 millones)

Gastos financieros(R$ 429 millones)

Resultados de explotaciónR$ 290 millones

2000 1999

BALANCES DE RESULTADOS PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO A 30 SEP

EXPLOTACIÓN

16

Crecimiento retomado en 2000

INGRESOS NETOS

400

500

600

700

800

900

1000

R$

mil

lon

es

.

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

EXPLOTACIÓN

17

EXPLOTACIÓN

Volumen de Ventas

20%

9%4%

7%

60%

Industrial Residencial ComercialRural Otros

Ingresos

33%

15%

4%10% 38%

DESGLOSE DE VENTAS

18

Ingresos Ingresos

R$ 3.567 millones

Ventas brutasR$ 3.266 millones

Venta al por mayorR$ 127 millones

Ingresos por uso de redR$ 104 millones

Otros ingresosR$ 70 millones

Hasta el 30 de septiembre de 2000

RESULTADOSDE INGRESOS

25,9%

21,1%

154,4%

160,2%

49,2%

DeduccionesR$ 902 millones

Ingresos netosR$2.665 millones

21,3% 27.6%

ICMSR$ 698 millones

RGRR$ 76 millones

COFINSR$ 105 millones

PASEP + ISSR$ 23 millones

26,8%

29,3%

24,5%

19,5%

RESULTADOS

19

Gastos de explotaciónR$ 2.148 millones

Compra de energíaR$ 602 millones

Mano de obraR$ 377 millones

DepreciaciónR$ 361 millones

CCCR$ 205 millones

Cargos uso de redR$ 179 millones

Hasta el 30 de septiembre de 2000

RESULTADOSDE GASTOS

19,4%

11,6%

11,6%

8,5%

107,2%

83,8%

Servicios subcontratadosR$135 millones

Contrib. al fondo de pensionesR$75 millones

SuministrosR$49 millones

RoyaltiesR$ 28 millones

ProvisionesR$19 millones

29,3%

23,4%

27,1%

19,6%

(80,1)%

Otros gastosR$ 118 millones

65,9%

RESULTADOS

20

Gastos de explotaciónR$ 2.148 millones

Compra de energíaR$ 602 millones Mano de obra

R$ 377 millones

DepreciaciónR$ 361 millones

CCCR$ 205 millones

Cargos uso de redR$ 179 millones

Hasta el 30 de septiembre de 2000

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

RESULTADOS

19,4%

11,6%

8,5%

107,2%

83,8%

Servicios subcontratadosR$ 135 millones

Contrib. al fondo de pensionesR$ 75 millones

SuministrosR$ 49 millones

RoyaltiesR$ 28 millones

ProvisionesR$ 19 millones

29,3%

23,4%

27,1%

19,6% (80,1%)

Otros gastosR$ 118 millones

65,9%

No controlables 33,6%CONTROLABLES

9,0%

11,6%

21

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

400

450

500

550

600

650

700

750

800

R$

mil

lon

es

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

EXPLOTACIÓN

23

Resultados financieros

(R$ 245,5 millones)

IngresosR$109,4 millones

Gastos(R$327,3 millones)

Divisa extranjeraPérdidas

(R$27,7 millones)

IngresosR$229,3 millones

Gastos(R$269,1 millones)

Divisa extranjeraPérdidas

(R$389,5 millones)

Resultados financieros

(R$429,3 millones)

RESULTADOSFINANCIEROS

Hasta sep/00 Hasta sep/99RESULTADOS

24

RESULTADOS

RESULTADOSFINANCIEROS

Valores en miles

SEP/00 SEP/99 VAR. (%) INGRESOS 110 229 (52,2)Acuerdo de cesión CRC – Intereses 59,192 43,293 36,7 Acuerdo de cesión CRC – Variación monetaria - 57,241 - Cargos sobre facturas vencidas 21,846 22,517 (3,0)Ingresos de inversiones a corto plazo 27,467 21,635 27,0 Devolución de la provisión de fondos para impuestos - 76,722 - Otros ingresos 1,011 7,916 (87,2)

GASTOS (992) (269) 268,8 Cargos sobre impuestos -14,971 -42,215 (64,5)Cargos sobre intereses -106,139 -111,887 (5,1)Pérdidas por inflación de la moneda nacional -16,957 -34,203 (50,4)CPMF -9,928 -4,077 143,5 Provisión para desvalorización de títulos negociables 16,954 -20,368 183,2 Ventas de energía pagadas por anticipado -8,383 -62,053 (86,5)Ingresos por ventas de capital -853 5,705 -

INTERESES SOBRE EL CAPITAL PROPIO (187.000) - -

PÉRDIDAS POR DEUDAS EN MONEDA EXTRANJERA (28) (390) (92,9)Préstamos y financiación -25,136 -381,071 (93,4)Obligaciones del Tesoro brasileño 1,985 30,59 (93,5)Gastos - Proveedores -4,619 -39,058 (88,2)

TOTAL -245,531 -429,313 (42,8)

25RETOMADA EN 2000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

R$

mil

lon

es

.

1996 1997 1998 1999 3T 2000

Ingresos Netos Deuda EBITDA

PERSPECTIVAS

26

38,4

119,0

541,8

179,7

0

100

200

300

400

500

600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014-2024

Moeda Nacional Moeda Estrangeira

En millones de R$ a 30 de septiembre de 2000En millones de R$ a 30 de septiembre de 2000

VENCIMIENTO DE DEUDAS

MONEDA NACIONAL MONEDA EXTERNA

PERSPECTIVAS

27

RENEGOCIACIÓN DE DEUDA

AUTORIZACIÓN STN

FECHA DESCRIPCIÓN $ EE.UU.

721/COREF/DIREF 01/03/2000 Austria II (38.400.000,00)

3092/COREF 05/07/2000 ABN AMRO (18.313.541,66)

4250/COREF 12/09/2000 Citibank (38.000.000,00)

4726/COREF 13/10/2000 Banco do Brasil (35.500.000,00)

PERSPECTIVAS

28

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

Mar-98

Apr-98

May-98

Jun-98Jul-98Aug-98

Sep-98Oct-98

Nov-98

Dec-98

Jan-99

Feb-99Mar-99

Apr-99

May-99

Jun-99Jul-99

Aug-99

Sep-99

Oct-99

Nov-99

Dec-99

Jan-00Feb-00Mar-00

Apr-00

May-00

Jun-00Jul-00

Aug-00

Sep-00Oct-00

D A T E

YIE

LD

(p

.a.)

CEMIG - 2004 BRASIL - 2001

EUROBONOSEUROBONOS

Estrecha relación entre los bonos de Cemig y los bonos estatales

PERSPECTIVAS

29DESEMBOLSO DE CAPITAL

EN MILLONES DE R$HASTA

SEP/2000

TOTAL 345.375

1. Generación 42.614

2. Transmisión 5.555

3. Distribución 262.958

4. Otras instalaciones 34.248

PERSPECTIVAS

30PROYECTOS ENERGÉTICOS

% CEMIG MW

CEMIG

CAPTACIÓN DE FONDOS

MI R$

FECHA PREVISTA DE INICIO

Central hidroeléctrica Sá Carvalho 100 78 87 Oper.

Central hidroeléctrica Porto Estrela 33 112 24 Sep/01

Central hidroeléctrica Poço Fundo 100 21 8 Mar/02

Cogeneración con Mannesmann 49 13 7 Jun/02

Central hidroeléctrica Pai Joaquim 49 23 9 Dic/02

Central hidroeléctrica Queimado 65 105 55 Abr/03

Central hidroeléctrica Aimorés 49 330 151 May/03

Central térmica Sul Minas 31 500 300 Sep/03

Central hidroeléctrica Funil 49 180 115 Ago/04

Central hidroeléctrica Irapé 49 360 180 Abr/05

TOTAL 1722 936

Infovias 49 88

Gasmig 96 13

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 ,5 0 0 K M

D IS C O /C O M E R C1 0 0 %

5 .1 m illio n clien ts

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

C E M IGH o ld in g C o m p a n y

Nueva estructura para cumplirlos requisitos regulatorios

Porto Estrela: obras en curso

PERSPECTIVAS

32Renegociación CRC

• Plazo más largo: de 25 a 30 años

• Tipos de interés más elevados

• Comprometer dividendos para el pago

• Mantener los valores del presente contrato

PERSPECTIVAS

33

FIN