1 Dirección de Finanzas y Participaciones Dirección de Relaciones con los Inversores Dirección de Finanzas y Participaciones Dirección de Relaciones con.

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1 1 Dirección de Finanzas y Participaciones Dirección de Relaciones con los Inversores Dirección de Finanzas y Participaciones Dirección de Relaciones con los Inversores 1 er TRIMESTRE DE 2001 Presentación 1 er TRIMESTRE DE 2001 Presentación

2 2 HECHOS DESTACADOS RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN CUENTA DE RESULTADOS PERSPECTIVAS AGENDAAGENDA

3 3 DESTACADOSDESTACADOS - Pérdidas netasMI R$(12,5) - Desembolso de capitalMI R$140,7 - Patrimonio neto de los accionistasMI R$6.633 - DeudaMI R$3.140 - Capacidad instalada de generaciónMW5.633 - Generación propia de electricidadGWh5.902 - Total ventasGWh11.435 - Nuevas conexiones (1 er Trim. 01)GWh44.255 - Clientes#5.186 CEMIG al final del 1 er trimestre de 2001

4 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 FUNDAMENTALES 1 ER Trimestre 2001 DESTACADOSDESTACADOS

5 5 Requisitos Mercado cautivo Mercado libre Contratos iniciales y energía a corto plazo 4.909 GWh 4.741 GWh 1.375 GWh Total Energía 11.435 GWh Crecimiento 8,7% Pérdidas 7,7% 945 GWh Crecimiento 7,6% BALANCE ENERGÉTICO 1 ER 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 5.86571,1% Itaipu 3.439 Otras instalaciones 832 Energía a corto plazo 1.579 Cargas aisladas 15 Coruripe -

6 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 % DESTACADOSDESTACADOS

7 7 INSTALACIONESCAPACIDAD INSTALADA Kw PRODUCCIÓN MWh(1 ER TRIM./01) CRECIMIENTO 1 ER TRIM./01 1 ER TRIM./00 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS5.384.7845.678.449(20,1) 1. SÃO SIMÃO1.710.0002.863.422(3,0) 2. EMBORCAÇÃO1.192.000354.333(46,2) 3. NOVA PONTE510.000329.079(34,8) 4. JAGUARA424.000617.714(16,8) 5. TRÊS MARIAS396.000384.400(11,3) 6. VOLTA GRANDE380.000431.343(37,5) 7. MIRANDA408.000317.498(40,1) 8. SALTO GRANDE102.000123.161(25,1) 9. OTRAS (INCLUIDO EL 14,5 % DE IGARAPAVA)262.784257.499(36,5) CENTRALES TÉRMICAS131.440223.05010,4 PARQUE EÓLICO1.00032(68,7) AFILIADOS118.000180.66714,0 CENTRAL HIDROELÉCTRICA SÁ CARVALHO78.000108.205 CENTRAL TÉRMICA IPATINGA40.00072.462 TOTAL DE CEMIG5.635.2246.082.198(18,6) CENTRALES DE TERCEROS EXPLOTADAS POR CEMIG379.550432.043 PRODUCCIÓN AFECTADA POR LAS LLUVIAS DESTACADOSDESTACADOS

8 8 VENTAS DE ENERGÍA FACTURADA NO CONSOLIDADAS FACTURADAS - GWh DESTACADOSDESTACADOS

9 9 VENTAS FACTURADAS POR CATEGORÍA EN GWh CATEGORÍA1Trim.20011Trim.2000 VARIACIÓN % Total ventas9.75010.459(6,8) Venta al por menor9.5978.9397,4 Residencial1.9221.8981,3 Industrial5.7095.2169,5 Comercial9729067,3 Rural37131617,4 Entidades públicas1291262,4 Alumbrado público2432343,8 Servicios públicos2372274,4 Consumo propio1416(12,5) Venta al por mayor1531.520(89,9) Concesionarias MG534129,3 Contratos bilaterales10020400,0 Energía a corto plazo-1.459(100,0) DESTACADOSDESTACADOS

10 10 CONSUMO CRECIMIENTO % Últimos 15 meses DESTACADOSDESTACADOS

11 11 ÍNDICES DE RENDIMIENTO DESTACADOSDESTACADOS

12 12 MEJORA DE LA PRODUCTIVIDAD PDI EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

13 13 EBITDA + 6.0 % EBITDA EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

14 14 RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN NÚMERO DE EMPLEADOSCLIENTES POR EMPLEADO DESTACADOSDESTACADOS

15 15 EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN DEC - Duración equivalente de interrupciones por consumidor FEC - Frecuencia equivalente de interrupciones por consumidor

16 16 CRECIMIENTO DE LOS BENEFICIOS EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

17 17 Pérdidas netas (R$ 12,5 MI) Beneficio neto R$ 82,4 MI Resultados atípicos (R$ 22,7 MI) Pérdidas financieras (R$ 136,7 MI) Resultados de explotación R$ 143,4 MI Resultados atípicos (R$ 11,0 MI) Resultados financieros R$ 13,4 MI Resultados de explotación R$ 134,6 MI 1Trim./01 1Trim./00 EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN BALANCES DE RESULTADOS

18 18 INGRESOS Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

19 19 Gastos de explotación en 2001 R$ 786,0 MI Servicios subcontratados R$ 45,8 MI Suministros R$ 17,0 MI Energía adquirida R$ 232,4 MI Mano de obra R$ 136,6 MI Depreciación R$ 123,2 MI Royalties R$ 10,9 MI Otros R$ 82,6 MI CCC R$ 71,4 MI Cargos uso de red R$ 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 % EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

20 20 GASTOS DE EXPLOTACIÓN Mano de obra R$ 136,6 MI 13,0 % 14,5 % Servicios subcontratados R$ 45,8 MI 13,0 % Suministros R$ 17,0 MI 11,4 % Depreciación R$ 123,2 MI 5,2 % Provisiones R$ 43,2 MI 1482,5 % Gastos de explotación R$ 786,0 MI Otros R$ 19,6 MI ( 8,7 ) % Controlables 18,4 % No controlables Energía adquirida R$ 232,4 MI 23,4 % CCC R$ 71,4 MI 0,8 % Royalties R$ 10,9 MI 39,2 % Cargos uso de red R$ 66,0 MI 17,8 % CCC R$ 71,4 MI 34,5 % Tasa de inspección R$ 3,3 MI 21,0 % EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN

21 21 Resultados financieros (R$ 141,0 millones) Ingresos R$79,0 millones Gastos (R$97,2 millones) Pérdidas por devaluación (R$122,9 millones) Ingresos R$29,8 millones Gastos (R$41,9 millones) Pérdidas por devaluación (R$25,5 millones) Resultados financieros (R$13,4 millones) RESULTADOS FINANCIEROS 1Trim.2000 1Trim.2001 FINANCIEROSFINANCIEROS

22 22 RESULTADOS FINANCIEROS Valores en miles de R$ FINANCIEROSFINANCIEROS 1Trim.20011Trim.2000VARIACIÓN % CRC acuerdo de asignación - Intereses15.20514.7842,85 CRC Intereses sobre atrasos10.1123.812165,27 CRC Variación monetaria17.444-- Cargos sobre facturas vencidas9.1266.95931,14 Ingresos de inversiones a corto plazo12.9374.468189,55 Otros ingresos (gastos) netos18.624(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 negociables5.0634.7646,28 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 brasileño7.480(1.513)- Electricidad adquirida de Itaipu(10.651)2.485 TOTAL(141.026)13.418-

23 23 Resultados atípicos (R$ 22,7 MI) Resultados atípicos (R$ 10,9 MI) Gastos ( R$ 24,7 MI ) Ingresos R$ 1,9 MI Ingresos R$ 2,3 MI 1Trim./01 1Trim./00 Gastos (R$ 13,2 MI) RESULTADOS ATÍPICOS FINANCIEROSFINANCIEROS

24 24 Una sólida situación financiera FINANCIEROSFINANCIEROS

25 25 Millones de R$ a 31 de marzo de 2001 VENCIMIENTO DE DEUDAS PERSPECTIVASPERSPECTIVAS

26 26 Estrecha relación entre los bonos de Cemig y los bonos estatales en 2001 EUROBONOS PERSPECTIVASPERSPECTIVAS

27 27 Renegociación de deuda AVISO STNFECHAEVENTO$ EE.UU. 266/COREF24/01/2001Banco do Brasil(41.200.000.00) DEUDA PLAZO: 3 AÑOS TIPO: LIBOR + 3,125% anual

28 28 R$ 4,5 billones de desembolso de capital en 6 años DESEMBOLSO DE CAPITAL 2000(a)20011Trim./01(a)2002200320042005 Generación147,4205,520,7279,0201,391,213,8 Transmisión8,071,05,271,196,6104,294,9 Subtransmisión40,673,53,486,2130,9121,9126,7 Distribución309,4368,3109,7357,1354,9321,0292,4 Otros43,795,61,7133,164,787,990,5 TOTAL549,2813,9140,7*926,5848,4726,2618,2 * Desembolso PERSPECTIVASPERSPECTIVAS

29 29 PROYECTOS ENERGÉTICOS % CEMIG MWINVERSIONES DE CEMIG MI R$ FECHA DE INICIO Central hidroeléctrica Porto Estrela 3311239Sep/01 Central hidroeléctrica Poço Fundo 100218Jun/02 Central térmica Barreiro 1001322Dic/02 Central hidroeléctrica Pai Joaquim 4923112º sem./02 Central hidroeléctrica Queimado 83105118Abr/03 Central hidroeléctrica Aimorés 49330206Nov/03 Central térmica Sul Minas 31500186Dic/03 Central hidroeléctrica Capim Branco I II 20450110- Central hidroeléctrica Irapé 100*360500Abr/05 Central hidroeléctrica Funil 49180101Dic/02 TOTAL2.0941.301 Infovias (inversiones en 2001) 21 Gasmig (inversiones en 2001) 9 * Pendiente de definición PERSPECTIVASPERSPECTIVAS

30 30 Reestructuración de CEMIG PERSPECTIVASPERSPECTIVAS

31 31 Niveles del embalse de la región sureste De feb. 1991 a feb. 2001

32 32 AFLUENCIA DE AGUA: ESTACIONALIDAD

33 33

34 34 Gracias por su atención