3º itr 2010 h final reapresentado esp 3t2010.pdf · empresa antes del fin del ejercicio siguiente,...

INFORME FINANCIERO TRIMESTRAL

TERCER TRIMESTRE 2010

CEMIG HOLDING

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El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las

traducciones sólo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el

idioma fuente, que es la única versión que tendrá un efecto legal.

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ÍNDICE

BALANCES DE SITUACIÓN ............................................................................................................................. 4 CUENTAS DE RESULTADOS ........................................................................................................................... 6 ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO ......................................................................................... 7 ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO ............................................................................................................... 8 NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS ................................................................................ 10 1) – CONTEXTO DE LAS OPERACIONES ....................................................................................................... 10 2) – BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS ......................................... 16 3) – EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES ...................................................................... 22 4) – CUENTAS A COBRAR: CONSUMIDORES Y REVENDEDORES ................................................................. 22 5) – ACTIVOS Y PASIVOS REGULATORIOS ................................................................................................... 23 6) – RECOMPOSICIÓN TARIFARIA EXTRAORDINARIA Y “PAQUETE A” ....................................................... 23 7) – REVENDEDORES: TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MERCADO LIBRE DURANTE EL PLAN DE RACIONAMIENTO ELÉCTRICO ..................................................................................................................... 25 8) – REVISIÓN DE LA TARIFA DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN ............................................................. 26 9) – GASTOS ANTICIPADOS Y PASIVOS REGULATORIOS: CVA .................................................................... 27 10) – IMPUESTOS COMPENSABLES ............................................................................................................ 28 11) – CRÉDITOS FISCALES ........................................................................................................................... 29 12) – DEPÓSITOS JUDICIALES...................................................................................................................... 31 13) – CUENTAS A COBRAR AL GOBIERNO DEL ESTADO DE MINAS GERAIS Y FONDO DE TITULIZACIÓN DE DERECHOS DE CRÉDITO (FIDC) ................................................................................................................... 31 14) – INVERSIONES ..................................................................................................................................... 34 15) – INMOVILIZADO MATERIAL ................................................................................................................ 40 16) – INMOVILIZADO INTANGIBLE.............................................................................................................. 41 17) – PROVEEDORES ................................................................................................................................... 43 18) – IMPUESTOS, TASAS Y CONTRIBUCIONES ESPECIALES ....................................................................... 44 19) – PRÉSTAMOS, FINANCIACIONES Y OBLIGACIONES SIMPLES (DEBENTURES) ...................................... 45 20) – CARGAS REGULATORIAS .................................................................................................................... 47 21) – BENEFICIOS POST-EMPLEO ................................................................................................................ 47 22) – PROVISIONES PARA LITIGIOS Y OTRAS CONTINGENCIAS .................................................................. 51 23) – PATRIMONIO NETO ........................................................................................................................... 58 24) – VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................................................................... 59 25) – INGRESOS POR EL USO DE REDES: CONSUMIDORES LIBRES ............................................................. 60 26) – OTROS INGRESOS DE EXPLOTACIÓN ................................................................................................. 60 27) – DEDUCCIONES DE LOS INGRESOS BRUTOS ....................................................................................... 60 28) – COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN ................................................................................................. 61 29) – RESULTADO FINANCIERO, NETO ....................................................................................................... 63 30) – TRANSACCIONES CON PARTES VINCULADAS .................................................................................... 64 31) – INSTRUMENTOS FINANCIEROS .......................................................................................................... 65 32) – RESULTADO FINAL DE LA SEGUNDA REVISIÓN TARIFARIA DE CEMIG DISTRIBUIÇÃO, S.A. Y AJUSTE TARIFARIO DEL AÑO 2010 .......................................................................................................................... 70 33) – ESTADOS FINANCIEROS POR EMPRESA ............................................................................................. 72 34) – CUENTAS DE RESULTADOS POR ACTIVIDAD ...................................................................................... 73 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PERÍODO ................................................................. 74

INFORMACIÓN ADICIONAL QUE LA COMPAÑÍA ESTIMA RELEVANTE ........................................................ 90 INFORME DE REVISIÓN LIMITADA DE LOS AUDITORES EXTERNOS .......................................................... 100

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BALANCES DE SITUACIÓN

A 30 DE SEPTIEMBRE Y 30 DE JUNIO DE 2010

ACTIVO1

(En miles de reales)

Consolidado Sociedad Matriz

A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

CORRIENTE Efectivo y otros medios líquidos equivalentes (nota 3) 4.178.835 3.754.516 432.355 428.321 Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (nota 4) 2.238.548 2.220.462 - - Recomposición Tarifaria Extraordinaria (RTE) y Paquete “A” (nota 6) - 65.512 - - Transporte de energía eléctrica 425.619 428.236 - - Impuestos compensables (nota 10) 1.256.262 1.155.224 6.403 6.406 Gastos anticipados: CVA (nota 9) 221.225 282.301 - - Revendedores: transacciones de energía en el mercado libre (nota 7) 47.678 46.141 - - Créditos fiscales (nota 11) 245.580 200.053 20.790 10.966 Dividendos a cobrar - - 633.741 421.145 Revisión de la tarifa de la actividad de transmisión (nota 8) 68.468 91.954 - - Existencias 46.832 44.616 615 444

Otros activos corrientes 635.999 609.413 10.408 13.070

TOTAL CORRIENTE 9.365.046 8.898.428 1.104.312 880.352

NO CORRIENTE

Realizable a Largo Plazo Cuentas a cobrar: Gobierno del Estado de Minas Gerais (nota 13) 1.792.189 1.830.892 - - Fondo de Titulización de Derechos de Crédito (FIDC) (nota 13) - - 927.550 911.777 Gastos anticipados: CVA (nota 9) 214.392 88.675 - - Créditos fiscales (nota 11) 558.897 603.591 59.671 79.146 Impuestos compensables (nota 10) 254.828 241.519 142.433 116.824 Depósitos judiciales (nota 12) 876.237 796.165 119.180 95.460 Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (nota 4) 93.651 100.117 - - Revisión de la tarifa de la actividad de transmisión (nota 8) 4.043 1.055 - -

Otros activos no corrientes 150.966 120.060 41.872 43.690

3.945.203 3.782.074 1.290.706 1.246.897

Inversiones (nota 14) 23.563 23.821 10.088.350 9.802.968 Inmovilizado material (nota 15) 15.881.480 15.524.986 1.990 1.987

Inmovilizado intangible (nota 16) 2.545.808 2.577.033 867 1.147

TOTAL NO CORRIENTE 22.396.054 21.907.914 11.381.913 11.052.999

TOTAL ACTIVO 31.761.100 30.806.342 12.486.225 11.933.351

Las notas que se acompañan forman parte integrante de estos estados financieros intermedios.

1 N.T. De acuerdo con los principios contables brasileños, el Activo del balance se define como sigue: - Activo corriente: está formado por los bienes y derechos, pendientes o en circulación, que normalmente se convierten en efectivo dentro del ciclo de operaciones de la empresa antes del fin del ejercicio siguiente, con la característica principal de que se encuentran en constante rotación o cambio. - Activo no corriente (realizable a largo plazo): es el conjunto de derechos normalmente realizables con posterioridad al ejercicio siguiente.

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BALANCES DE SITUACIÓN

A 30 DE SEPTIEMBRE Y 30 DE JUNIO DE 2010

PASIVO2



A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

CORRIENTE (Exigible a corto plazo) Proveedores (nota 17) 993.633 935.632 1.143 3.852 Cargas regulatorias (nota 20) 337.138 357.816 - - Participación en beneficios 76.332 54.562 3.267 2.295 Impuestos, tasas y contribuciones especiales (nota 18) 1.070.928 886.709 83.186 47.574 Intereses sobre el capital propio y dividendos a pagar (nota 30) 487.062 487.063 487.062 487.063 Préstamos y financiaciones (nota 19) 1.387.928 1.605.442 20.975 19.263 Obligaciones simples (debentures) (nota 19) 361.115 240.946 - - Remuneraciones y cargas sociales 235.045 308.105 13.049 16.142 Pasivos regulatorios: CVA (nota 9) 471.191 445.589 - - Beneficios post-empleo (nota 21) 100.437 104.033 3.810 3.987 Provisión para pérdidas provenientes de instrumentos financieros

(nota 31) 61.786 60.076 - - Revisión de la tarifa de la actividad de transmisión (nota 8) 58.576 75.568 - - Deudas con partes relacionadas - - 4.318 4.288 Provisiones por litigios y otras contingencias (nota 22) - 76.141 - - Recomposición Tarifaria Extraordinaria (RTE) y Paquete “A” (nota 6) 16.273 - - -

Otros pasivos corrientes 386.346 333.354 17.604 18.046

TOTAL CORRIENTE 6.043.790 5.971.036 634.414 602.510

NO CORRIENTE (Exigible a largo plazo)

Cargas regulatorias (nota 20) 251.094 206.710 - - Pasivos regulatorios: CVA (nota 9) 160.813 130.827 - - Préstamos y financiaciones (nota 19) 6.483.486 6.598.049 36.794 36.794 Obligaciones simples (debentures) (nota 19) 4.551.444 4.208.523 - - Impuestos, tasas y contribuciones especiales (nota 18) 786.453 719.377 - - Provisiones por litigios y otras contingencias (nota 22) 363.031 430.804 121.838 150.664 Beneficios post-empleo (nota 21) 1.259.030 1.271.265 50.495 49.735

Otros pasivos no corrientes 291.989 249.976 72.714 73.873

TOTAL NO CORRIENTE 14.147.340 13.815.531 281.841 311.066

PATRIMONIO NETO (nota 23)

Capital suscrito 3.412.073 3.412.073 3.412.073 3.412.073 Reservas de capital 3.953.850 3.953.850 3.953.850 3.953.850 Reservas voluntarias de libre disposición 2.882.308 2.882.308 2.882.308 2.882.308 Ajustes por valoración del patrimonio y diferencias de cambio (3.305) (180) (3.305) (180) Aportaciones para futuras ampliaciones de capital 27.124 27.124 27.124 27.124 Beneficios acumulados no repartidos 1.297.920 744.600 1.297.920 744.600

TOTAL PATRIMONIO NETO 11.569.970 11.019.775 11.569.970 11.019.775

TOTAL PASIVO 31.761.100 30.806.342 12.486.225 11.933.351


2 N.T. De acuerdo con los principios contables brasileños, el Pasivo del balance se define como sigue: - Pasivo corriente: es el pasivo exigible a corto plazo, vale decir, el conjunto de deudas u obligaciones que son exigibles antes del fin del ejercicio siguiente, con la característica principal de que se encuentran en constante movimiento o rotación. - Pasivo no corriente (exigible a largo plazo): es el pasivo exigible a largo plazo, vale decir, el conjunto de deudas u obligaciones exigibles con posterioridad al ejercicio siguiente.

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CUENTAS DE RESULTADOS

CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES TERMINADOS

EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 Y 2009

(En miles de reales, a excepción de la cifra relativa al beneficio neto por acción)


A 30.09.2010

A 30.09.2009 (reclasificado)

A 30.09.2010 A 30.09.2009

INGRESOS BRUTOS DE EXPLOTACIÓN Ventas de energía eléctrica (nota 24) 11.220.947 10.525.222 - - Ingresos por el uso de redes: consumidores libres (nota 25) 2.001.917 1.600.922 - -

Otros ingresos de explotación (nota 26) 498.387 438.720 338 267

13.721.251 12.564.864 338 267

Deducciones de los ingresos brutos (nota 27) (4.673.416) (4.242.228) - (2)

INGRESOS NETOS DE EXPLOTACIÓN 9.047.835 8.322.636 338 265

GASTOS CON EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS (nota 28)

Compras de energía eléctrica (3.023.885) (2.529.469) - - Cargos por el uso de la red de transmisión (598.012) (612.627) - -

Compras de gas (162.685) (128.610) - -

(3.784.582) (3.270.706) - - GASTOS DE EXPLOTACIÓN (nota 28)

Personal y Directivos (677.343) (690.293) - - Beneficios post-empleo (94.793) (70.487) - - Materiales (80.918) (76.816) - - Materias primas e insumos para la producción de energía eléctrica - (4.070) - - Servicios exteriores (495.672) (447.979) - - Depreciaciones y amortizaciones (591.850) (501.699) - - Provisiones de explotación (218.223) (39.814) - - Regalías por la explotación de recursos hídricos (104.925) (109.336) - -

Otros gastos (137.212) (91.612) - -

(2.400.936) (2.032.106) - -

TOTAL GASTOS DE EXPLOTACIÓN (6.185.518) (5.302.812) - -

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 2.862.317 3.019.824 338 265 GASTOS OPERATIVOS (nota 28)

Gastos de ventas (113.907) (119.741) - - Gastos generales y de administración (300.776) (479.353) 55.660 (10.963) Otros gastos operativos (47.467) (49.521) (12.275) (15.986)

(462.150) (648.615) 43.385 (26.949)

Beneficio (pérdida) de explotación antes del resultado de las

participaciones por puesta en equivalencia y del resultado financiero 2.400.167 2.371.209 43.723 (26.684)

Resultado de las participaciones por puesta en equivalencia - - 1.294.423 1.543.364

Resultado financiero, neto (nota 29) (433.336) (81.308) 17.975 9.817

Resultado antes de impuestos y participaciones 1.966.831 2.289.901 1.356.121 1.526.497

Impuesto sobre beneficios y contribución social (nota 11a) (645.082) (759.874) (75.247) (83.599) Impuesto sobre beneficios y contribución social diferidos (nota 11b) 73.382 39.217 (13.338) (13.118) Participaciones estatutarias (empleados y directivos) (132.072) (99.163) (4.477) (2.706)

Participación de accionistas minoritarios - (43.007) - -

BENEFICIO NETO DEL PERÍODO 1.263.059 1.427.074 1.263.059 1.427.074

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN (BPA) (R$) 1,85166 2,30033


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CEM

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ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO

CORRESPONDIENTE A LOS PERIODOS DE TRES Y NUEVE MESES TERMINADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010


Capital suscrito

Reservas de capital

Reservas de libre

disposición

Beneficios acumulados no

repartidos

Ajustes por valoración del patrimonio y

diferencias de conversión

Aportaciones para futuras

ampliaciones de capital

Total

SALDOS A 30 DE JUNIO DE 2010 3.412.073 3.953.850 2.882.308 744.600 (180) 27.124 11.019.775

Ajustes por valoración del patrimonio (cobertura de flujo de caja) (nota

23) - - - - 1.542 - 1.542

Ajuste por diferencias de conversión - - - - (4.667) - (4.667)

Beneficio neto del período - - - 553.320 - - 553.320

SALDOS A 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 3.412.073 3.953.850 2.882.308 1.297.920 (3.305) 27.124 11.569.970

SALDOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2009 3.101.884 3.969.099 3.177.248 - 150 27.124 10.275.505

Aumento del capital social (nota 23) 310.189 (15.249) (294.940) - - - -

Ajustes por valoración del patrimonio (cobertura de flujo de caja) (nota

23) - - - - 1.993 - 1.993

Ajuste por diferencias de conversión - - - - (5.448) - (5.448)

Ajuste relativo a ejercicio anterior: sociedad del grupo - - - 34.861 - - 34.861

Beneficio neto del período - - - 1.263.059 - - 1.263.059

SALDOS A 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 3.412.073 3.953.850 2.882.308 1.297.920 (3.305) 27.124 11.569.970


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CEM

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ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO

CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES TERMINADOS

EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 Y 2009



A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN

Beneficio neto del período 1.263.059 1.427.074 1.263.059 1.427.074

Gastos (ingresos) que no generan movimiento de fondos

Depreciaciones y amortizaciones 610.975 517.204 127 140

Bajas del Inmovilizado 12.060 16.938 - -

Resultado de las participaciones por puesta en equivalencia - - (1.294.423) (1.543.364)

Intereses y ajustes monetarios (no corriente) 112.546 (43.755) (40.410) (35.966)

Revisión de la tarifa de la actividad de transmisión 50.073 (136.657) - -

Impuestos federales diferidos (73.381) (39.217) 13.338 13.118

Provisiones (reversión) para pérdidas de explotación (29.433) 88.765 (101.861) (30.557)

Provisión para pérdidas (ganancias) provenientes de instrumentos financieros (6.956) 80.136 - -

Provisión para pérdidas en la recuperación de la RTE - (7.915) - -

Amortización de fondo de comercio originado de adquisiciones 53.853 16.352 35.286 16.352

Beneficios post-empleo 126.457 105.760 9.408 4.252

Participación de accionistas minoritarios - 43.007 - -

Subvenciones por bajos ingresos (ajustes tarifarios 2008 y 2009) (55.263) - - -

Baja de créditos por costes CVA de ejercicios anteriores 70.889 - - -

Baja de activo regulatorio: impuestos PIS-Pasep y Cofins 46.240 - - -

Otros (3.113) 7.616 - -

2.178.006 2.075.308 (115.476) (148.951)

(Aumento) Disminución de activos

Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (139.102) (298.788) - -

Recomposición Tarifaria Extraordinaria y Paquete “A”(corriente) 227.445 240.047 - -

Amortización de cuentas a cobrar: Gobierno del Estado de Minas Gerais 101.079 143.647 - -

Revendedores: transacciones de energía en el mercado libre (1.055) 3.317 - -

Créditos fiscales diferidos (15.315) 9.909 25.646 23.462

Impuestos compensables (383.681) (503.031) 14.095 (14.370)

Transporte de energía eléctrica (8.591) 74.623 - -

Otros (255.766) 173.430 25.029 (7.041)

Activo regulatorio: incremento tarifario diferido - 133.423 - -

Gastos anticipados: CVA 21.038 35.782 - -

Depósitos judiciales (247.804) (175.649) (23.718) (7.631)

Revisión de la tarifa de la actividad de transmisión 55.271 - - -

Dividendos pagados por sociedades del Grupo - - 1.159.294 820.171

(646.481) (163.290) 1.200.346 814.591

Aumento (Disminución) de pasivos

Proveedores 173.741 (159.782) (13.132) (1.447)

Impuestos, tasas y contribuciones especiales 635.332 892.623 50.347 54.186

Remuneraciones y cargas sociales (119.261) 83.305 (5.374) 457

Cargas regulatorias 87.415 11.142 - -

Préstamos, financiaciones y obligaciones simples 605.282 64.805 (2.383) (3.716)

Beneficios post-empleo (39.977) (147.612) (7.329) (6.714)

Pasivos regulatorios: CVA 170.080 34.245 - -

Pérdidas provenientes de instrumentos financieros (12.712) (16.365) - -

Provisiones por litigios y otras contingencias 32.370 - (102.334) -

Otros (30.668) (3.314) (13.507) (7.972)

1.501.602 759.047 (93.712) 34.794

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 3.033.127 2.671.065 991.158 700.434

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CEM

IG


A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Inversiones (446.797) (216.492) (729.996) (543.981)

Inmovilizado (material e intangibles) (2.727.684) (1.866.350) (387) 745

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (3.174.481) (2.082.842) (730.383) (543.236)

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN

Financiaciones y obligaciones simples (debentures) 4.372.711 592.380 - -

Reducciones de capital - - - 185.000

Pagos por amortización de préstamos y financiaciones (4.000.681) (214.211) (18.397) -

Participación de accionistas minoritarios (6.948) - - -

Pagos por dividendos e intereses sobre el capital propio (469.852) (481.160) (466.727) (481.159)

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN (104.770) (102.991) (485.124) (296.159)

VARIACIÓN NETA DE EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES (246.124) 485.232 (224.349) (138.961)

EFECTIVO O EQUIVALENTES DE EFECTIVO

Al comienzo del período 4.424.959 2.283.937 656.704 256.906

Al final del período 4.178.835 2.769.169 432.355 117.945

(246.124) 485.232 (224.349) (138.961)


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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS

A 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010

(Cifras expresadas en miles de reales, salvo que se especifique lo contrario)

1 . CONTEXTO DE LAS OPERACIONES Cemig – Companhia Energética de Minas Gerais (“Cemig”, la “Sociedad Matriz” o la "Compañía”) es una sociedad cotizada en bolsa, provista del CNPJ/MF3 n.° 17.155.7300001-64. Las acciones de Cemig figuran admitidas a cotización en el nivel 1 de Gobierno Corporativo de la bolsa de valores de São Paulo (Bovespa), así como en las bolsas de Estados Unidos de América y España. La Compañía actúa única y exclusivamente como una sociedad holding, con participación en el capital social de varias sociedades filiales y de control conjunto4. Tal y como se establece en sus Estatutos Sociales, Cemig tiene por objeto social la construcción y operación de sistemas de producción, transformación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como el desarrollo de toda clase de actividades destinadas a la explotación económica de los distintos negocios relacionados con el sector energético. La Compañía tiene participación en las siguientes sociedades operativas a 30 de septiembre de 2010:

Cemig Geração e Transmissão, S.A. (“Cemig GT”) (participada al 100%): subsidiaria integral de capital abierto5, encargada de desarrollar actividades de generación y transmisión de energía eléctrica a través de 48 plantas generadoras (43 hidroeléctricas, cuatro eólicas y una termoeléctrica) y diversas líneas de transmisión, que en su mayoría integran la red principal del sistema brasileño de generación y transmisión, el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Cemig GT tiene participación en las siguientes sociedades operativas a 30 de septiembre de 2010:

- Hidrelétrica Cachoeirão, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la pequeña central hidroeléctrica de Cachoeirão, ubicada en el municipio de Pocrane, en el Estado de Minas Gerais. Esta pequeña hidroeléctrica tiene 27 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en el año 2009; - Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de un parque eólico ubicado en el municipio de Beberibe, en el Estado de Ceará (región noreste de Brasil). Esta eólica tiene 28,8 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en agosto de 2009; - Baguari Energia, S.A. (participada al 69,39%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de construir, operar, mantener y explotar la central hidroeléctrica de Baguari. La sociedad participa al 49% en el consorcio constructor de la hidroeléctrica en conjunto

3 N.T. Siglas en portugués para número de identificación fiscal de personas jurídicas. 4 N.T. Se entiende por sociedad de control conjunto aquéllas en las que existe control conjunto, que se produce únicamente cuando las decisiones estratégicas de las actividades, tanto financieras como operativas, requieren el consentimiento unánime de las partes que están compartiendo el control. 5 N.T. De acuerdo con la normativa brasileña, una “subsidiaria integral” es la sociedad cuyo capital social pertenece íntegramente a otra compañía. Las subsidiarias integrales Cemig Geração e Transmissão, S.A. y Cemig Distribuição, S.A. son sociedades anónimas “de capital abierto”, en el sentido de que se les permite captar fondos en el mercado mediante emisiones de valores de renta fija. Sin embargo, a 30 de septiembre de 2010 estas sociedades no cotizaban sus acciones en bolsa. A los efectos del presente informe, los términos “subsidiaria integral” y “filial” se utilizan indistintamente.

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con el grupo Neoenergia, cuya participación es del 51%. La hidroeléctrica de Baguari tiene 140 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y se ubica sobre la cuenca hidrográfica del río Doce, en el municipio de Governador Valadares, en el Estado de Minas Gerais. Las unidades de la hidroeléctrica entraron en operación durante el período entre septiembre de 2009 y mayo de 2010; - Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (“Taesa”) (nueva denominación social de Terna Participações, S.A.) (participada al 32,27%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de construir, operar, mantener y explotar infraestructuras de transporte de energía eléctrica en alta tensión ubicadas en once estados brasileños por intermedio de las siguientes sociedades filiales y participadas: Transmissora Sudeste Nordeste, S.A. (TSN); Novatrans Energia, S.A.; Empresa de Transmissão de Energia do Oeste, S.A. (ETEO); Empresa de Transmissão do Alto Uruguai, S.A. (ETAU); Brasnorte Transmissora de Energia,

S.A. y Terna Serviços, Ltda.. Estas sociedades gestionan, en conjunto, más de 3.712 km (información no revisada por los auditores externos) de líneas de alta tensión (de 230 a 500 Kv) que integran la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN); - Transmissora Alvorada de Energia, S.A. (“Alvorada”) (participada al 74,50%): sociedad controlada conjuntamente que ostenta una participación del 62,80% en el capital social de la sociedad Transmissora Alterosa de Energia, S.A.; - Transmissora Alterosa de Energia, S.A. (“Alterosa”) (participada al 36,23%): sociedad controlada conjuntamente que ostenta una participación del 29,42% en el capital social de la sociedad Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A.; - Central Eólica Praias do Morgado, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de un parque eólico ubicado en el municipio de Acaraú, en el Estado de Ceará (región noreste de Brasil). Esta eólica tiene 28,8 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en abril de 2010; - Central Eólica Volta do Rio, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de un parque eólico ubicado en el municipio de Acaraú, en el Estado de Ceará (región noreste de Brasil). Esta eólica tiene 42 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos) y entró en operación en septiembre de 2010. Cemig GT también tiene participación en las siguientes sociedades no operativas a 30 de septiembre de 2010: - Guanhães Energia, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica a través de las pequeñas centrales hidroeléctricas de Dores de Guanhães, Senhora do Porto y Jacaré, ubicadas en el municipio de Dores de Guanhães, y de Fortuna II, ubicada en el municipio de Virginópolis, todas en el Estado de Minas Gerais. Estas pequeñas hidroeléctricas tendrán 44 MW de potencia instalada total (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: agosto de 2011; - Cemig Baguari Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía eléctrica proveniente de proyectos futuros en la modalidad de producción independiente;

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- Madeira Energia, S.A. (“Mesa”) (participada al 10%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de construir, operar y explotar, a través de la sociedad participada Santo

Antônio Energia, S.A., la central hidroeléctrica de Santo Antônio, ubicada sobre la cuenca hidrográfica del río Madera, en el Estado de Rondônia (norte amazónico de Brasil). Esta hidroeléctrica tendrá 3.150 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: diciembre de 2011; - Hidrelétrica Pipoca, S.A. (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la pequeña central hidroeléctrica de Pipoca, ubicada sobre la cuenca hidrográfica del río Manhuaçu, entre los municipios de Caratinga e Ipanema, en el Estado de Minas Gerais. Esta pequeña hidroeléctrica tendrá 20 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación: octubre de 2010; - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (“EBTE”) (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de líneas de transmisión ubicadas en el Estado de Mato Grosso (región centro oeste de Brasil). Previsión de entrada en operación: diciembre de 2010; - Lightger, S.A. (“Light Ger”) (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la pequeña central hidroeléctrica de Paracambi, ubicada sobre la cuenca hidrográfica del río Ribeirão das Lages, en el municipio de Paracambi, en el Estado de Rio de Janeiro. Esta pequeña hidroeléctrica tendrá 25 MW de potencia instalada (información no revisada por los auditores externos). Previsión de entrada en operación de la primera máquina: octubre de 2011.

Cemig Distribuição, S.A. (“Cemig D”) (participada al 100%): subsidiaria integral de capital

abierto, encargada de desarrollar actividades de distribución de energía eléctrica a través de redes y líneas de distribución que cubren aproximadamente un 97% del territorio del Estado de Minas Gerais. A 30 de septiembre de 2010, el número de consumidores (puntos de suministro) gestionados asciende a 7.000.665 (información no revisada por los auditores externos);

Light, S.A. (“Light”) (participada al 25,53%): sociedad controlada conjuntamente que tiene por objeto social la participación en otras sociedades ya sea como socia tenedora de cuotas participativas o como accionista, así como la explotación directa o indirecta de servicios de electricidad, comprendiendo sistemas de generación, transporte, comercialización y distribución de energía eléctrica, así como otros servicios relacionados. Light es la sociedad matriz de las siguientes entidades filiales: - Light Serviços de Eletricidade, S.A. (“Light Sesa”) (participada al 100%): sociedad anónima cuyas acciones cotizan en bolsa y que tiene por actividad principal la distribución de energía eléctrica. La sociedad actúa en 31 municipios del Estado de Rio de Janeiro y tiene más de 4 millones de consumidores (puntos de suministro) gestionados (información no revisada por los auditores externos); - Light Energia, S.A. (“Light Energia”) (participada al 100%): sociedad anónima cuyas acciones no cotizan en bolsa y que tiene por objeto estudiar, planificar, diseñar, construir, operar y explotar sistemas de generación, transporte y comercialización de energía eléctrica, así como otros servicios relacionados;

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- Light Esco Prestação de Serviços, Ltda. (“Light Esco”) (participada al 100%): sociedad que tiene por objeto la prestación de servicios de cogeneración, el desarrollo de proyectos de soluciones energéticas orientadas al uso eficiente de la energía y la definición de matrices energéticas, y el desarrollo de actividades de comercialización de energía en el mercado eléctrico liberalizado; - Itaocara Energia, Ltda. (“Itaocara Energia”) (participada al 100%): sociedad no operativa que tendrá por actividad principal el desarrollo de proyectos destinados a la construcción, instalación, explotación y producción de plantas generadoras de electricidad;

- Lightger, S.A. (“Light Ger”) (participada al 51%) y Lighthidro, Ltda. (“Light Hidro”) (participada al 100%): sociedades no operativas constituidas con la finalidad de participar en subastas para la adjudicación de concesiones, autorizaciones o permisos de explotación de nuevas plantas generadoras. Con fecha 24 de diciembre de 2008, Light Ger obtuvo la licencia para dar inicio a las obras de construcción de la pequeña central hidroeléctrica (PCH) de Paracambi; - Instituto Light para o Desenvolvimento Urbano e Social (“Instituto Light”) (participada al 100%): entidad que tiene por finalidad participar en proyectos sociales y culturales orientados al desarrollo económico y social de las ciudades, reafirmando el compromiso social de Light como empresa ciudadana; - Lightcom Comercializadora de Energia, S.A. (“Lightcom”) (participada al 100%): sociedad que tiene por objeto social desarrollar operaciones de compra, venta, importación y exportación de energía eléctrica, así como prestar servicios de consultoría en el ámbito de los mercados eléctricos, tanto el mercado liberalizado como el mercado regulado; - Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. (“Axxiom”) (participada al 51%): sociedad controlada conjuntamente constituida en agosto de 2008 con la finalidad de prestar servicios de implementación y gestión de sistemas a empresas del sector de energía eléctrica.

Sá Carvalho, S.A. (participada al 100%): sociedad concesionaria del servicio público de energía eléctrica, encargada de producir y comercializar electricidad a través de la central hidroeléctrica de Sá Carvalho;

Usina Térmica Ipatinga, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía termoeléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la central térmica de Ipatinga, ubicada en las instalaciones industriales de la empresa Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais, S.A. (Usiminas);

Companhia de Gás de Minas Gerais (“Gasmig”) (participada al 55,19%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de las actividades de adquisición, transporte y distribución de gas combustible y sus subproductos y derivados en el Estado de Minas Gerais, mediante concesión otorgada por el gobierno estatal;

Cemig Telecomunicações, S.A. (“Cemig Telecom”) (nueva denominación social de Empresa

de Infovias, S.A.) (participada al 100%): sociedad encargada de prestar y explotar servicios de telecomunicaciones por medio de un sistema integrado que comprende cables de fibra óptica, cables coaxiales, equipos electrónicos y otros equipos relacionados (red de multiservicios). Cemig Telecom participa al 49% en el capital social de la sociedad Ativas

Data Center, S.A.;

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Efficientia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de ofrecer soluciones energéticas por medio del desarrollo de estudios técnicos y de la ejecución de proyectos relacionados con el ahorro y el uso eficiente de la energía, además de servicios de operación y mantenimiento en instalaciones destinadas al suministro de energía eléctrica;

Horizontes Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de las centrales hidroeléctricas de Machado Mineiro y Salto do Paraopeba, ubicadas en el Estado de Minas Gerais, y de Salto do Voltão y Salto do Passo Velho, ubicadas en el Estado de Santa Catarina (región sur de Brasil);

Central Termelétrica de Cogeração, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía termoeléctrica proveniente de proyectos futuros en la modalidad de producción independiente;

Rosal Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad concesionaria del servicio público de energía eléctrica, encargada de producir y comercializar electricidad a través de la central hidroeléctrica de Rosal, ubicada en el límite entre los Estados de Rio de Janeiro y Espírito Santo (región sureste de Brasil);

Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía eléctrica proveniente de proyectos futuros en la modalidad de producción independiente;

Cemig PCH, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la central hidroeléctrica de Pai Joaquim;

Cemig Capim Branco Energia, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía eléctrica en la modalidad de producción independiente a través de las centrales hidroeléctricas de Amador Aguiar I y II, construidas por un consorcio hidroeléctrico constituido por Cemig y socios privados;

UTE Barreiro, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de producir y comercializar energía termoeléctrica en la modalidad de producción independiente a través de la central termoeléctrica de Barreiro, ubicada en las instalaciones industriales de la empresa V&M do

Brasil, S.A., en el Estado de Minas Gerais;

Cemig Trading, S.A. (participada al 100%): sociedad encargada de desarrollar actividades de comercialización e intermediación de negocios relacionados con la energía;

Companhia Transleste de Transmissão (participada al 25%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de gestionar y operar la línea de transmisión a 345 kV que une la subestación ubicada en la ciudad de Montes Claros a la subestación de la central hidroeléctrica de Irapé;

Companhia Transudeste de Transmissão (participada al 24%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 345 kV Itutinga – Juiz de Fora, que integra la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN);

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Companhia Transirapé de Transmissão (participada al 24,50%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 230 kV Irapé – Araçuaí, que integra la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN);

Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A. (“ETEP”) (participada al 41,49%): sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de una línea de transmisión a 500 kV ubicada en el Estado de Pará (norte amazónico de Brasil). ETEP constituyó la sociedad Empresa Santos Dumont de

Energia, S.A. (ESDE), en la que participa al 100%;

Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A. (“ENTE”) (participada al 36,69%): sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de dos líneas de transmisión a 500 kV ubicadas en los Estados de Pará y Maranhão (norte amazónico de Brasil);

Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A. (“ERTE”) (participada al 36,69%): sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de una línea de transmisión a 230 kV ubicada en el Estado de Pará (norte amazónico de Brasil);

Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (“EATE”) (participada al 37,99%): sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de las líneas de transmisión a 500 kV entre las subestaciones de maniobra de Tucuruí, Marabá, Imperatriz, Presidente Dutra y Açailândia, ubicadas en los Estados de Pará y Maranhão (norte amazónico de Brasil). EATE tiene participación en las siguientes sociedades: Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (EBTE) (participada al 51%); Sistema de Transmissão Catarinense (STC) (participada al 80%); y Lumitrans Cia. Transmissora de Energia Elétrica (participada al 80%);

Empresa Catarinense de Transmissão de Energia, S.A. (“ECTE”) (participada al 13,37%): sociedad controlada conjuntamente, concesionaria del servicio público de transmisión de energía eléctrica a través de una línea de transmisión a 525 kV ubicada en el Estado de Santa Catarina (región sur de Brasil);

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. (“Axxiom”) (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente constituida en agosto de 2008 con la finalidad de prestar servicios de implementación y gestión de sistemas a empresas del sector de energía eléctrica;

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. (“Transchile”) (participada al 49%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 220 kV que une las subestaciones ubicadas en las localidades de Charrúa y Nueva Temuco, en la zona central de Chile, además de dos secciones de línea en las mencionadas subestaciones. La sociedad tiene su domicilio social en la ciudad de Santiago de Chile. Esta línea de transmisión entró en operación en enero de 2010;

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas (participada al 51%): sociedad controlada conjuntamente, encargada de gestionar las actividades de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 345 kV Furnas – Pimenta, que integra la red principal de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esta línea de transmisión entró en operación en abril de 2010.

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Adicionalmente, Cemig tiene participación en la siguiente sociedad no operativa a 30 de septiembre de 2010:

Cemig Serviços, S.A. (participada al 100%): sociedad que tiene por objeto social la

prestación de servicios relacionados con proyectos de construcción, operación y mantenimiento de sistemas de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, así como la prestación de servicios administrativos, comerciales y de ingeniería relacionados con el sector energético, cualesquiera sean sus fuentes.

El control conjunto de algunas sociedades es el resultado de acuerdos suscritos entre los accionistas de las empresas participadas.

2 . BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS 2.1 . Principios contables Los estados financieros intermedios a 30 de septiembre de 2010 (Sociedad Matriz y Consolidado) se han preparado de acuerdo con los principios contables brasileños, comprendiendo: la Ley de Sociedades Anónimas (Ley N.º 6404/76); los pronunciamientos e interpretaciones emitidos por el Comité de Pronunciamientos Contables (“CPC”); las disposiciones establecidas por la Comisión Nacional del Mercado de Valores de Brasil (“CVM”); y la normativa específica aplicable a las empresas de energía eléctrica y emanada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (“ANEEL”), que es el organismo regulador del sector eléctrico brasileño. Los estados financieros del período han sido elaborados siguiendo los mismos principios contables y normas de valoración que se han adoptado en la confección de los estados financieros correspondientes al ejercicio social cerrado a 31 de diciembre de 2009, por lo que deben analizarse en conjunto con dichos estados financieros anuales, los cuales fueron aprobados por la Junta Directiva de la Compañía el 9 de marzo de 2010 y publicados el 24 de marzo de 2010. Adicionalmente, con el objetivo de mejorar la calidad de la información financiera suministrada a los mercados, la Compañía presenta en la nota 33 las cuentas del período por empresa. Toda la información que se recoge en dicha nota se ha obtenido a partir de los registros contables mantenidos por la Compañía y las demás sociedades que integran el Grupo Cemig. Ciertos saldos a 30 de septiembre de 2009 han sido reclasificados a efectos comparativos como consecuencia de las modificaciones introducidas en el “Manual de Contabilidad del Servicio Público de Energía Eléctrica” de ANEEL, como sigue:

Cuenta original Consolidado Cuenta de reclasificación Consolidado

Otros gastos de explotación Deducciones de los ingresos brutos Reserva de capacidad de generación (“seguro apagón”) 11.866

Reserva de capacidad de generación (“seguro apagón”) (11.866)

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2.2 . Aplicación de las nuevas reglas contables a partir de 2010 Con el fin de dar continuidad al proceso de armonización contable de las normas brasileñas con las normas internacionales de información financiera (“IFRS” o “NIIF/NIC”, por sus siglas en español) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASC”, por sus siglas en inglés), el CPC emitió diversos pronunciamientos en el transcurso del año 2009, que luego fueron aprobados por CVM. Dichos pronunciamientos son de obligado cumplimiento a partir del 1 de enero de 2010 y deberán aplicarse retroactivamente a la información financiera correspondiente al ejercicio 2009 para efectos comparativos. No obstante lo anterior, conforme a lo facultado por la Resolución CVM N.º 603, de 10 de noviembre de 2009, modificada por la Resolución CVM N.º 626, de 31 de marzo de 2010, la Compañía optó por presentar su información financiera trimestral con base en las normas contables adoptadas en Brasil hasta el 31 de diciembre de 2009. La Compañía se encuentra analizando el contenido de los pronunciamientos emitidos por el CPC hasta el momento y ha concluido en forma preliminar que los principales efectos en los estados financieros de la Compañía se derivarán de la aplicación de las siguientes normas: Interpretación Técnica ICPC.01: “Contratos de concesión de servicios”. La ICPC.01 establece los principios generales para el reconocimiento y valoración de los derechos y obligaciones estipulados en los contratos de concesión de servicios6. La contraprestación recibida o por recibir por el concesionario por los servicios prestados se reconocerá por su valor razonable. Dicha contraprestación podrá consistir en derechos sobre un activo financiero, o bien un activo intangible. En la actualidad, aún no es posible estimar los efectos provenientes de la aplicación lo dispuesto en la ICPC.01, aunque se esperan cambios en lo que respecta al reconocimiento de los ingresos provenientes de los servicios de construcción o mejora, de la reclasificación de elementos del inmovilizado material como inmovilizado intangible o activo financiero y del tratamiento contable de las obligaciones especiales vinculadas a la concesión. Pronunciamiento CPC 17: “Contratos de construcción”. El Pronunciamiento CPC 17 prescribe el tratamiento contable de los ingresos y los costes relacionados con los contratos de construcción. La aplicación de este pronunciamiento depende de que sean despejadas las dudas sobre el alcance de la Interpretación Técnica ICPC.01, una vez que el reconocimiento de estos ingresos no se encuentra previsto en el actual entorno regulatorio. En consecuencia, la Compañía tiene entendido de que aún no es posible, en el escenario actual, evaluar y medir razonablemente los efectos de la nueva normativa contable en sus estados financieros. Pronunciamiento CPC 30: “Ingresos ordinarios”. El Pronunciamiento CPC 30 prescribe el tratamiento contable de los ingresos ordinarios procedentes de las siguientes transacciones y sucesos: venta de bienes, prestación de servicios y el uso, por parte de terceros, de activos de la entidad que produzcan intereses, regalías o dividendos. La aplicación de este pronunciamiento depende de que sean despejadas las dudas sobre el alcance de la Interpretación Técnica ICPC.01, una vez que el reconocimiento de estos ingresos no se encuentra previsto en el actual entorno regulatorio. En consecuencia, la Compañía tiene entendido de que aún no es posible, en el escenario actual, evaluar y medir razonablemente los efectos de la nueva normativa contable en sus estados financieros. 6 N.T. Con arreglo a los acuerdos contractuales comprendidos en el ámbito de aplicación de la CINIIF 12: “Acuerdos de concesión de servicios”, el concesionario actúa en calidad de proveedor de servicios. Su misión consiste en construir o mejorar la infraestructura (servicios de construcción o mejora) destinada a la prestación de un servicio público y en explotar y mantener esa infraestructura (servicios de explotación) durante un período de tiempo estipulado. Las infraestructuras comprendidas en el ámbito de aplicación de la CINIIF 12 no se reconocerán como inmovilizado material del concesionario, puesto que el acuerdo contractual de servicios no confiere al concesionario el derecho de controlar la utilización de infraestructuras de servicio público. El concesionario tiene acceso a la explotación de la infraestructura para prestar el servicio público por cuenta del concedente, de acuerdo con las condiciones estipuladas en el contrato.

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Pronunciamiento CPC 24: “Hechos posteriores a la fecha del balance” e Interpretación Técnica ICPC.08: “Contabilización de la propuesta de pago de dividendos”. Si la Compañía acuerda la distribución de dividendos (o de intereses sobre el capital propio) a los tenedores de instrumentos de capital al final del ejercicio, éstos no se reconocerán como un pasivo a la fecha del balance, porque no suponen una obligación presente. Dichos dividendos se revelarán en los estados financieros como un componente separado del patrimonio neto. La distribución de dividendos adicionales se contabilizará como pasivo a medida que sea debidamente autorizada por los órganos de gobierno de la Compañía. Pronunciamiento CPC 43: establece los criterios para la adopción inicial de las disposiciones contenidas en los Pronunciamientos CPC 15 a CPC 40 y especifica que las excepciones en relación con las normas internacionales se circunscriben a la aplicación del procedimiento de puesta en equivalencia en los estados financieros individuales que tengan inversiones valoradas de acuerdo con dicho procedimiento, además del mantenimiento del activo diferido reconocido a 31 de diciembre de 2008 hasta su amortización total. En la actualidad, de acuerdo con las normas contables brasileñas, se reconocen contablemente activos y pasivos regulatorios. El reconocimiento de un activo o pasivo regulatorio ocurre cuando el organismo regulador establece criterios para el registro de ingresos o de costes con posterioridad al período de devengo. Dichos activos y pasivos regulatorios representan una de las diferencias entre los principios de contabilidad brasileños y las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF/NIC). La Administración de Cemig está a la espera de una definición sobre el tratamiento contable de activos y pasivos regulatorios para que pueda evaluar sus posibles efectos en los estados financieros preparados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Brasil. La Compañía participa en encuentros con organismos contables y asociaciones de contadores públicos, además de organismos reguladores, a fin de debatir las distintas interpretaciones en relación con los criterios de aplicación de dichos pronunciamientos a la información financiera de empresas del sector eléctrico, entre los cuales cabe destacar la Interpretación Técnica ICPC.01, que dispone sobre las políticas contables aplicadas a las concesiones. Dado que todavía existen muchas dudas conceptuales acerca de las distintas interpretaciones en cuanto a la correcta aplicación de la nueva normativa contable al entorno regulatorio brasileño, mientras no se logre una mayor comprensión sobre el alcance de la aplicación de las disposiciones contenidas en los pronunciamientos emitidos por el CPC, no es posible evaluar y medir razonablemente los efectos de dichas normas en los estados financieros de la Compañía.

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2.3 . Ingresos regulados de transmisión7: criterios de reconocimiento Con fecha 14 de octubre de 2009, el Directorio Colegiado de CVM acordó que las empresas controladas por Taesa deberían modificar, a partir de la publicación del primer informe financiero trimestral del año 2010, el tratamiento contable a aplicar a la contabilización de los ingresos de transmisión – con efectos retroactivos al año 2009 únicamente para fines comparativos –, pero sin la obligación de presentar nuevamente sus estados financieros correspondientes a ejercicios anteriores. Considerando que la filial Cemig GT y las empresas transportistas integrantes del grupo TBE tienen contratos de concesión para la prestación del servicio público de transmisión de energía eléctrica similares a los de Taesa, dichas sociedades también deberán seguir los mismos procedimientos establecidos por CVM. El 4 de mayo de 2010 CVM, por medio del Oficio SEP/GEA N.º 189/10, facultó la aplicación de esta norma a la información financiera trimestral que será presentada en el transcurso de 2010, haciendo obligatoria su aplicación solamente a los estados financieros cerrados a 31 de diciembre de 2010, juntamente con lo dispuesto en los demás pronunciamientos contables vigentes para dicho ejercicio. Aún no ha sido posible evaluar los impactos de la linealización de los ingresos en el patrimonio neto de las empresas transportistas, puesto que todavía existen muchas dudas conceptuales acerca de las distintas interpretaciones en cuanto a la correcta aplicación de la Interpretación Técnica ICPC.01: “Contratos de concesión de servicios”, y su relación con los Pronunciamientos CPC 17: “Contratos de construcción” y CPC 30: “Ingresos ordinarios”, conforme a lo mencionado anteriormente. 2.4 . Principios de consolidación de los estados financieros intermedios El perímetro de consolidación está conformado por las sociedades mencionadas en la nota 1. Las sociedades filiales se consolidan por el método de integración global. Por su parte, las sociedades de control conjunto se consolidan según el método de integración proporcional, que supone la inclusión en los estados financieros consolidados de la parte proporcional de los activos, pasivos, gastos e ingresos de estas sociedades en función de la participación de la Compañía sobre las mismas. Los principios y procedimientos de contabilidad utilizados por las sociedades del Grupo se han homogeneizado con los de la Sociedad Matriz con el fin de presentar los estados financieros consolidados con base en normas de valoración homogéneas. Se han eliminado en el proceso de consolidación las participaciones de la Sociedad Matriz en el patrimonio neto de las sociedades del Grupo, así como todos los saldos y efectos significativos de transacciones efectuadas entre las sociedades consolidadas. Las cifras referentes a las sociedades de control conjunto expresan la proporción de la participación del Compañía en el capital social de dichas sociedades. Los estados financieros de las sociedades consolidadas por puesta en equivalencia son relativos a una fecha y un período que coinciden con los de la Sociedad Matriz. 7 N.T. El régimen retributivo de las empresas concesionarias de transmisión de electricidad se basa en un modelo de ingresos regulados denominado “Ingreso Anual Permitido” (IAP o RAP, por sus siglas en portugués), el cual es revisado cada cuatro años por ANEEL. En el cálculo del Ingreso Anual Permitido se toman en consideración las inversiones hechas por cada empresa concesionaria, los costes de operación y mantenimiento y una tasa adecuada de retorno. El IAP no se calcula con base en la cantidad de energía transportada, sino en la capacidad de transmisión puesta a disposición del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

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Para efectos de consolidación, los estados financieros de la sociedad de control conjunto Transchile, cuya moneda funcional es el dólar estadounidense, se convierten a reales, moneda funcional de la Compañía, conforme a los principios de contabilidad generalmente aceptados en Brasil. Las cifras contables se convierten al tipo de cambio de cierre en la fecha del correspondiente balance. En cumplimiento de lo establecido en la Instrucción CVM N.º 408/04, los estados financieros consolidados incluyen los saldos y transacciones relativos a fondos de inversión – cuyos únicos tenedores de cuotas participativas son la Compañía y las sociedades del Grupo – compuestos por títulos públicos, privados y obligaciones negociables emitidas por empresas que cuentan con una calificación de riesgo mínima de A+(bra) (rating a largo plazo en escala nacional de Brasil), reflejando una elevada liquidez. El fondo exclusivo, cuyos estados financieros son periódicamente revisados, se restringe al pago de los servicios de administración de los activos relacionados con la operación de las inversiones, tales como comisiones de custodia, auditoría y otros gastos, no habiendo obligaciones financieras significativas o activos de cuotapartistas pignorados en garantía de dichas obligaciones. En la tabla a continuación se detallan las sociedades filiales y de control conjunto, participadas directa e indirectamente por Cemig, que han sido incluidas en el perímetro de consolidación.

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A 30.09.2010

Perímetro de consolidación: Sociedades que componen el Grupo Cemig Método de

consolidación Participación

directa (%) Participación indirecta (%)

Cemig Geração e Transmissão, S.A. IG 100,00 -

Cemig Baguari Energia, S.A. IG - 100,00 Hidrelétrica Cachoeirão, S.A. IP - 49,00 Ganhães Energia, S.A. IP - 49,00 Madeira Energia, S.A. IP - 10,00 Hidrelétrica Pipoca, S.A. IP - 49,00 Baguari Energia, S.A. IP - 69,39 Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. ( EBTE) IP - 49,00 Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. IP 49,00 Central Eólica Volta do Rio, S.A. IP - 49,00 Central Eólica Praias de Morgado, S.A. IP - 49,00 Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa) IP - 32,27 Transmissora Alterosa de Energia, S.A. IP - 36,23 Transmissora Alvorada de Energia, S.A. IP - 74,50 Lightger, S.A. IP - 49,00

Cemig Distribuição, S.A. IG 100,00 - Cemig Telecomunicações, S.A. IG 100,00 -

Ativas Data Center, S.A. IP - 49,00 Rosal Energia, S.A. IG 100,00 - Sá Carvalho, S.A. IG 100,00 - Horizontes Energia, S.A. IG 100,00 - Usina Térmica Ipatinga, S.A. IG 100,00 - Cemig PCH, S.A. IG 100,00 - Cemig Capim Branco Energia, S.A. IG 100,00 - Cemig Trading, S.A. IG 100,00 - Efficientia, S.A. IG 100,00 - Central Termelétrica de Cogeração, S.A. IG 100,00 - UTE Barreiro, S.A. IG 100,00 - Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. IG 100,00 - Cemig Serviços, S.A. IG 100,00 - Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) IP 55,19 - Companhia Transleste de Transmissão IP 25,00 - Companhia Transudeste de Transmissão IP 24,00 - Companhia Transirapé de Transmissão IP 24,50 - Light ,S.A. IP 25,53 -

Light Serviços de Eletricidade, S.A. IG - 25,53 Light Energia, S.A. IG - 25,53 Light Esco Prestação de Serviços, Ltda. IG - 25,53 Lightger, S.A. IG - 13,02 Lighthidro, Ltda. IG - 25,53 Instituto Light para o Desenvolvimento Urbano e Social IG - 25,53 Itaocara Energia, Ltda. IG - 25,53 Lightcom Comercializadora de Energia, S.A. IG - 25,53 Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. IP - 13,02

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. IP 49,00 - Companhia de Transmissão Centroeste de Minas IP 51,00 - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (EATE) IP 37,99 -

Sistema de Transmissão Catarinense (STC) IG - 30,39 Lumitrans Cia. Transmissora de Energia Elétrica IG - 30,39 Empresa Brasileira de Transmissão de Energia, S.A. (EBTE) IP - 19,37

Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A. (ETEP) IP 41,49 - Empresa Santos Dumont de Energia, S.A. (ESDE) IG - 41,49

Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A. (ENTE) IP 36,69 - Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A. (ERTE) IP 36,69 - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia, S.A. (ECTE) IP 13,37 - Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. IP 49,00 -

IG: Integración global. IP: Integración proporcional.

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3 . EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Cuentas bancarias 92.941 90.492 9.442 9.726

Inversiones financieras Certificados de Depósitos Bancarios 3.707.593 3.295.962 422.625 418.478 Notas del Tesoro de la Nación 149.090 - - - Letras Financieras del Tesoro 50.561 186.688 15 16 Letras del Tesoro de la Nación 25.848 - 23 -

Otras inversiones 152.802 181.374 250 101

4.085.894 3.664.024 422.913 418.595

4.178.835 3.754.516 432.355 428.321

Las inversiones financieras corresponden a operaciones realizadas con entidades financieras nacionales e internacionales con filiales en Brasil bajo condiciones y tasas corrientes de mercado. Se trata de inversiones de liquidez inmediata que son fácilmente convertibles en montos conocidos de caja y que presentan un riesgo insignificante de cambios en su valor. El rendimiento de títulos de renta fija, tales como los “certificados de depósitos bancarios” (CDB), a interés fijo o variable, y los “depósitos a plazo con garantía especial” (DPGE), viene dado por un porcentaje de los “certificados de depósito interbancarios” (CDI) establecido por la entidad de compensación y liquidación de valores Central de Custódia e Liquidação Financeira de

Títulos (CETIP), el cual suele variar entre el 100% y el 110% según la operación.

4 . CUENTAS A COBRAR: CONSUMIDORES Y REVENDEDORES


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Consumo de electricidad facturado 1.984.821 1.989.175 46.071 46.071

Consumo de electricidad no facturado 791.995 740.554 - -

Ventas a otros distribuidores en el mercado regulado 68.319 66.649 - -

(-) Provisión para cuentas de cobro dudoso (512.936) (475.799) (46.071) (46.071)

2.332.199 2.320.579 - -

Activo corriente 2.238.548 2.220.462 - -

Activo no corriente (realizable a largo plazo) 93.651 100.117 - -

Los criterios adoptados para la constitución de la provisión para cuentas de cobro dudoso son establecidos por ANEEL y obedecen a lo siguiente: (a) en el caso de los consumidores que presentan adeudos significativos, se hace un análisis individual de su saldo deudor teniendo en cuenta su historial de incumplimiento, las eventuales negociaciones en curso y la existencia o no de garantías reales; (b) en el caso de los consumidores que no se encuentran en la condición anterior, se dotan provisiones para los saldos vencidos a más de 90 días en el caso de los consumidores residenciales; vencidos a más de 180 días si se trata de consumidores comerciales; y vencidos a más de 360 días en el caso de los demás consumidores. La provisión constituida para cuentas de cobro dudoso se considera suficiente para cubrir el riesgo de pérdidas en la realización de estos activos.

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5 . ACTIVOS Y PASIVOS REGULATORIOS En virtud del Acuerdo General del Sector Eléctrico suscrito en 2001 y de la nueva reglamentación del sector, se reconocieron nuevas partidas de activos y pasivos regulatorios, además de impuestos diferidos que se devengan a medida que se cobran o se abonan los importes correspondientes. El desglose de los activos y pasivos reconocidos a 30 de septiembre y 30 de junio de 2010 es el siguiente:

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Activos

Recomposición Tarifaria Extraordinaria y “Parcela A”( nota 6) - 65.512 Revendedores: transacciones de energía en el mercado libre durante el plan de racionamiento

eléctrico (nota 7) 47.678 46.141

Gastos anticipados: CVA (nota 9) 435.617 370.976

Revisión del peaje por el uso de la red de distribución (TUSD) 3.089 3.984

Descuentos a la TUSD: producción en régimen especial (incentivada) 7.639 11.315

Descuentos a la TUSD: auto productores y productores independientes 6.913 10.240

Subvenciones a consumidores de bajos ingresos 132.370 126.548

Revisión de la tarifa de transmisión (“cuota de ajuste”) (nota 8) 72.511 93.009

Descuentos concedidos a regadores 2.063 3.056

Otros activos regulatorios 62.467 14.821

770.347 745.602

Pasivos

Energía libre: resarcimiento a generadores (15.202) (45.264)

Importes a reintegrar vía tarifa eléctrica: CVA (nota 9) (632.005) (576.416)

Recomposición Tarifaria Extraordinaria y “Parcela A”( nota 6) (16.273) -

Revisión de la tarifa de transmisión (“cuota de ajuste”) (nota 8) (58.576) (75.568)

Provisión para otros componentes financieros (26.631) (24.311)

Otros pasivos regulatorios (61.705) (9.773)

(810.392) (731.332)

Impuestos, tasas y contribuciones especiales: obligaciones diferidas (nota 18) (50.031) (72.372)

(860.423) (803.704)

Total (90.076) (58.102)

6 . RECOMPOSICIÓN TARIFARIA EXTRAORDINARIA Y “PAQUETE A” En diciembre de 2001 el Gobierno Federal, por intermedio del Comité de Gestión de la Crisis de Energía Eléctrica (GCE), y las compañías distribuidoras y generadoras, suscribieron un acuerdo denominado “Acuerdo General del Sector Eléctrico”. Dicho acuerdo estableció las bases para garantizar el equilibrio económico-financiero de los contratos de concesión, así como para recomponer el nivel tarifario de las compañías de electricidad tras el período de vigencia del plan de racionamiento eléctrico, a través de un mecanismo de compensación denominado “Recomposición Tarifaria Extraordinaria” (“RTE”), el cual también se ha utilizado para compensar los sobrecostes del denominado “Paquete A” incurridos durante el período de 1 de enero a 25 de octubre de 2001. a) Recomposición Tarifaria Extraordinaria La RTE entró en vigencia a partir del 27 de diciembre de 2001. Los porcentajes de ajuste de las tarifas eléctricas fueron fijados por la Resolución N.° 130 del GCE, de 30 de abril de 2002, del modo siguiente:

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Incremento del 2,90% en las tarifas cobradas a los consumidores del sector residencial (con excepción de los consumidores de bajos ingresos), rural y alumbrado público, además de los consumidores industriales conectados en alta tensión cuyos costes de energía eléctrica representen un 18% o más del coste medio de producción y que cumplan determinados requisitos relacionados con el factor de carga y la demanda por electricidad, debidamente especificados en la mencionada resolución.

Incremento del 7,90% en las tarifas cobradas a los demás consumidores. La RTE se utilizó para compensar las siguientes pérdidas y costes:

Pérdidas de facturación incurridas durante el período de 1 de junio de 2001 a 28 de febrero de 2002, correspondientes a la diferencia entre los ingresos estimados de la Compañía si no se hubiera implementado el plan de racionamiento eléctrico y los ingresos que fueron efectivamente percibidos bajo la vigencia del mismo. Los importes a recuperar fueron determinados de acuerdo a una fórmula de cálculo establecida por ANEEL, en la que no se consideraron las eventuales pérdidas por incumplimiento de consumidores.

Traspasos a las compañías generadoras que, en el período de 1 de junio de 2001 a 28 de

febrero de 2002, adquirieron energía eléctrica en el ámbito del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica – sucedido a partir del 2004 por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (en adelante “CCEE”)8 – a un precio excedente de R$49,26 por megavatio-hora (la denominada “energía libre”).

Con fecha 12 de enero de 2010, ANEEL publicó la Resolución Normativa N.º 387, por la que se establece que los saldos de los epígrafes “Energía libre” (derecho de los generadores) y “Pérdida de ingresos” (derecho de los distribuidores) deberán calcularse de acuerdo con una nueva metodología, una vez que ha finalizado el plazo para el reintegro de los créditos de la RTE por medio de las tarifas eléctricas. El traspaso final por concepto de “energía libre” corresponderá a la suma de las diferencias positivas o negativas entre los traspasos financieros efectuados según criterios establecidos y los traspasos ya realizados, más el rendimiento financiero de acuerdo con la variación de la tasa Selic, calculado desde la fecha de la diferencia hasta la fecha de cobro de los importes de la RTE por medio de las tarifas eléctricas. En virtud del nuevo cálculo realizado por ANEEL, se fijó un importe adicional de R$30.062 que será traspasado por la filial Cemig D a los generadores. Considerando que el plazo para la recuperación de la RTE ha expirado, la Compañía contabilizó en septiembre de 2010 una pérdida adicional por el importe mencionado, conforme a lo determinado por ANEEL. b) “Paquete A” El denominado “Paquete A” recoge las desviaciones positivas o negativas producidas en el período de 1 de enero a 25 de octubre de 2001 entre los costes no controlables que sirvieron de base para el cálculo del último ajuste anual de las tarifas de energía eléctrica y los gastos efectivamente soportados por las empresas en el transcurso del mencionado período.

8 N.T. La CCEE es el operador del mercado eléctrico brasileño, una organización civil de derecho privado, sin fines de lucro, que congrega a los sujetos de los segmentos de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como los clientes libres, y que tiene por finalidad hacer viable la comercialización de energía eléctrica en los mercados libre y regulado, además de efectuar la contabilización y la liquidación financiera de las operaciones realizadas en el mercado a corto plazo.

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La recuperación de los créditos referentes al “Paquete A” tuvo inicio en marzo de 2008 tras la expiración del plazo de vigencia de la RTE, y se están utilizado para estos efectos los mismos mecanismos de recuperación. Es decir: el porcentaje de ajuste aplicado a la tarifa eléctrica para compensar las pérdidas relacionadas con la RTE seguirá vigente con el propósito de compensar también los sobrecostes del “Paquete A”. Los créditos provenientes de la compensación de los sobrecostes del “Paquete A” se actualizan de acuerdo con la variación de la tasa Selic9 hasta el mes en que se produce la correspondiente compensación por medio del ajuste tarifario, no habiendo plazo límite para su realización. A medida que los sobrecostes del “Paquete A” se reintegran por medio de la tarifa eléctrica, los importes reconocidos en el Activo son transferidos a la cuenta de resultados. En lo que respecta a la filial Cemig D, los importes transferidos son los siguientes:

Consolidado

Enero a septiembre

de 2010 Enero a septiembre

de 2009

Compras de energía eléctrica 151.048 143.829

Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) 66.884 63.688

Aportes a la Reserva Global de Reversión (RGR) 6.684 6.364

Tarifa de transporte de energía eléctrica desde Itaipú 2.579 2.456

Peaje por el uso de las instalaciones de la red principal de transmisión 17.275 16.449

Regalías por la explotación de recursos hídricos 5.932 5.649

Conexión: “Paquete A” 364 347

Tasa de fiscalización de los servicios de energía eléctrica (ANEEL) 626 596

251.392 239.378

Los importes del “Paquete A” a reintegrar a la Compañía finalizaron en septiembre de 2010. Se encuentra registrado en el Pasivo del balance de situación el importe de R$16.273 referente a reintegros indebidos relativos al “Paquete A” durante el mes de septiembre de 2010. Este importe será resarcido a los consumidores en el próximo ciclo tarifario.

7 . REVENDEDORES: TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MERCADO LIBRE DURANTE EL PERÍODO DE RACIONAMIENTO ELÉCTRICO Los créditos a cobrar de la filial Cemig GT a 30 de septiembre y 30 de junio de 2010, relativos a las transacciones de energía en el mercado liberalizado (CCEE) durante el plan de racionamiento eléctrico, se detallan a continuación.

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Activo corriente Créditos a cobrar a los distribuidores 47.678 46.141

Los créditos a cobrar se refieren a la diferencia entre los precios pagados por la Compañía en las transacciones de energía en el mercado liberalizado durante el plan de racionamiento eléctrico y el valor de R$49,26 por megavatio-hora, los cuales deberán ser resarcidos por los distribuidores por medio de la RTE, conforme a lo pactado en el ámbito del Acuerdo General del Sector Eléctrico.

9 N.T. La tasa Selic es el tipo de interés de referencia de la economía brasileña.

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De conformidad con la Resolución N.o 36 de ANEEL, de 29 de enero de 2003, desde marzo de 2003 las compañías distribuidoras de energía eléctrica deben recaudar los importes obtenidos mensualmente por medio de la RTE y traspasarlos a los generadores y distribuidores que tengan créditos a cobrar, entre los cuales se incluye Cemig GT. Con fecha 12 de enero de 2010, ANEEL publicó la Resolución Normativa N.º 387, por la que se establece que los saldos de los epígrafes “Energía libre” (derecho de los generadores) y “Pérdida de ingresos” (derecho de los distribuidores) deberán calcularse de acuerdo con una nueva metodología, una vez que ha finalizado el plazo para el reintegro de los créditos de la RTE por medio de las tarifas eléctricas. El traspaso final por concepto de “energía libre” corresponderá a la suma de las diferencias positivas o negativas entre los traspasos financieros efectuados según criterios establecidos y los traspasos ya realizados, más el rendimiento financiero de acuerdo con la variación de la tasa Selic, calculado desde la fecha de la diferencia hasta la fecha de cobro de los importes de la RTE por medio de las tarifas eléctricas. Cemig GT contabilizó la cifra de R$36.388 en virtud de los nuevos cálculos realizados por ANEEL relativos al importe a resarcir por los distribuidores. A cierre de septiembre de 2010, la Compañía había recibido el importe de R$7.388. Los créditos a cobrar por este concepto de Cemig GT se actualizan de acuerdo con la variación de la tasa Selic más un interés del 1% anual. Los importes reconocidos podrían modificarse como consecuencia de las resoluciones judiciales que se dicten respecto de las demandas interpuestas por empresas del sector eléctrico contra la interpretación que se hizo de las reglas del mercado mayorista de energía eléctrica, vigentes en la época en que se efectuaron las referidas transacciones. Para más información, véase la nota 22 siguiente.

8 . REVISIÓN DE LA TARIFA DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN Primera revisión tarifaria Con fecha 17 de junio de 2009, el Directorio de ANEEL aprobó la primera revisión de la tarifa de transmisión de la filial Cemig GT. La primera revisión tarifaria fijó en un 5,35% el porcentaje de aumento real de los ingresos regulados de transmisión con efectos retroactivos al año 2005, y se llevó a cabo sobre la totalidad de la base de activos, y no solamente en relación con los nuevos activos puestos en servicio. El 1 de junio de 2010 ANEEL declaró procedente el recurso administrativo interpuesto por la Compañía solicitando que se modificara del 5,35% al 6,96% el porcentaje de aumento real de los ingresos regulados establecido por la primera revisión tarifaria como consecuencia de: (i) costes incurridos en la elaboración de un informe de valoración por importe de R$978; (ii) modificación por importe de R$1.140 de la base de remuneración neta; (iii) inclusión de las cargas regulatorias sobre la diferencia de ingresos requerida de los

últimos cuatro ciclos tarifarios y actualización financiera, como consecuencia de la modificación de la remuneración de infraestructuras de transmisión, todo ello por importe de R$8.424.

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Adicionalmente, ANEEL reconoció un ingreso extraordinario por importe de R$168.632 al que tendrá derecho Cemig GT en el transcurso de 24 meses – la denominada “cuota de ajuste” (PA) – como consecuencia de los efectos retroactivos de la revisión de los ingresos de transmisión relativos al período comprendido entre el 1 de julio de 2005 y el 30 de junio de 2009. Se incluyó en este ingreso extraordinario el importe de R$10.542 relativo al recurso administrativo mencionado anteriormente. La primera cuota por importe de R$85.732 se incluyó en el ajuste referente al ciclo tarifario 2009/2010 y ya fue íntegramente recibida, mientras que la segunda cuota por importe de R$93.009 se compensará en el ajuste referente al ciclo tarifario 2010/2011. Segunda revisión tarifaria Con fecha 8 de junio de 2010, ANEEL homologó el resultado de la segunda revisión de la tarifa de transmisión de Cemig GT, fijando un ajuste negativo del 15,88% en los ingresos regulados con efectos retroactivos a junio de 2009. De esta manera, se determinó el resarcimiento a los usuarios del sistema de transmisión por importe de R$75.568 durante el ciclo tarifario de julio de 2010 a julio de 2011. Este importe fue registrado como reducción de los ingresos de la Compañía en el segundo trimestre de 2010. A medida que los importes relativos a la “cuota de ajuste” – referentes a la primera y la segunda revisión tarifaria – se reintegran o se descuentan por medio de la tarifa de transmisión, la Compañía transfiere a la cuenta de resultados los importes reconocidos en el Activo y en el Pasivo del balance.

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Revisión de la tarifa de transmisión: 1ª revisión

Importes homologados 158.090 158.090

Actualización monetaria de acuerdo con el índice de precios IGP-M 2.475 2.868

Importes recaudados (96.557) (78.932)

Total 1ª revisión de la tarifa de transmisión 64.008 82.026

Revisión de la tarifa de transmisión: 2ª revisión

Importes homologados (64.585) (64.585)

Actualización monetaria de acuerdo con el índice de precios IGP-M (126) -

Importes recaudados 14.638 -

Total 2ª revisión de la tarifa de transmisión (50.073) (64.585)

Activo corriente 68.468 91.954

Activo no corriente (realizable a largo plazo) 4.043 1.055

Pasivo corriente (exigible a corto plazo) (58.576) (75.568)

13.935 17.441

9 . GASTOS ANTICIPADOS Y PASIVOS REGULATORIOS: CVA El saldo de la denominada “cuenta de compensación de las variaciones de los costes que integran el Paquete A” (CVA) representa las desviaciones positivas y negativas producidas entre los costes no controlables estimados – que sirven de base para el cálculo del ajuste de la tarifa eléctrica – y los costes efectivamente soportados por las compañías distribuidoras. Los ajustes positivos o negativos de la tarifa eléctrica son establecidos por el organismo regulador como compensación de estas desviaciones y se registran como mayor o menor ingreso de ejercicios futuros. El sobrecoste provocado por las mencionadas desviaciones es registrado como ingreso en aquellos casos en que se reconoce a las compañías el reintegro de dicho sobrecoste en los incrementos tarifarios futuros.

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El saldo de la CVA a 30 de septiembre y 30 de junio de 2010 es el siguiente:

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Cemig Distribuição, S.A. (207.974) (228.530)

Light, S.A. 11.587 23.090

(196.387) (205.440)

Activo corriente 221.225 282.301

Activo no corriente (realizable a largo plazo) 214.392 88.675

Pasivo corriente (exigible a corto plazo) (471.191) (445.589)

Pasivo no corriente (exigible a largo plazo) (160.813) (130.827)

Importes netos (196.387) (205.440)

10 . IMPUESTOS COMPENSABLES


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Corriente ICMS por compensar 243.970 246.817 3.832 3.828 Impuesto sobre beneficios 663.596 568.443 - - Contribución social 234.060 197.543 - - Pasep 19.552 22.847 1 2 Cofins 90.841 105.387 4 10

Otros 4.243 14.187 2.566 2.566

1.256.262 1.155.224 6.403 6.406 No corriente ICMS por compensar 81.640 80.249 426 426 Impuesto sobre beneficios 119.895 92.526 116.254 90.153 Contribución social 26.022 26.245 25.753 26.245

Pasep/Cofins 27.271 42.499 - -

254.828 241.519 142.433 116.824

1.511.090 1.396.743 148.836 123.230

Los créditos en concepto de Pasep y Cofins10 provienen de compensaciones de pagos indebidos efectuados como consecuencia de la adopción del régimen no acumulativo para los ingresos de transmisión de empresas transportistas cuyos contratos de suministro de energía eléctrica fueron firmados en fechas anteriores a 31 de octubre de 2003. En virtud de reglamentación expedida por la Administración Federal de Impuestos (SRF), se ha permitido la adopción del régimen acumulativo y, en consecuencia, la devolución de importes pagados indebidamente referentes a períodos anteriores. Se recogen en este epígrafe las devoluciones en concepto del impuesto sobre beneficios y de la contribución social de ejercicios anteriores, así como de anticipos que deberán compensarse por medio de los impuestos por pagar, registrados bajo el epígrafe “Impuestos, tasas y contribuciones especiales”. Los créditos por ICMS que se registran en el Activo no corriente (realizable a largo plazo) se refieren a devoluciones por adquisiciones de activos que figuran en el Inmovilizado material y se compensan en el transcurso de 48 meses. El traspaso de estos créditos al Activo corriente se ha llevado a cabo de acuerdo con las estimaciones de la Administración para los importes que serán realizados hasta septiembre de 2011.

10 N.T. PIS-Pasep: siglas en portugués para “Programa de Integración Social” y “Programa de Formación del Patrimonio del Sector Público”, respectivamente. Cofins: siglas en portugués para “Contribución a la Financiación de la Seguridad Social”. Se trata de impuestos federales indirectos que gravan la facturación bruta de las empresas en Brasil.

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11 . CRÉDITOS FISCALES a) Impuesto sobre beneficios (IRPJ) y contribución social (CSLL) diferidos Los créditos fiscales diferidos de Cemig y de las sociedades del Grupo resultan de tributar aplicando un tipo impositivo del 25% por concepto de impuesto sobre beneficios y del 9% por concepto de contribución social11, como sigue:


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Créditos fiscales diferidos: diferencias temporales Pérdidas fiscales/Base imponible negativa 105.150 117.439 - - Provisiones por litigios y otras contingencias 134.382 164.476 59.706 70.304 Beneficios post-empleo 90.462 80.151 3.839 3.290 Provisiones para cuentas de cobro dudoso 194.881 187.679 15.768 15.664 Provisión para los impuestos Pasep y Cofins: RTE 2.392 1.741 - - Instrumentos financieros 54.177 52.587 - - Diferencias de cambio 124.312 123.389 - - Suspensión de la exigibilidad de tributos 44.111 28.979 - - Fondo de comercio generado en operación de absorción 6.352 6.755 - -

Otros créditos fiscales 48.258 40.448 1.148 854

804.477 803.644 80.461 90.112

Activo corriente 245.580 200.053 20.790 10.966 Activo no corriente (realizable a largo plazo) 558.897 603.591 59.671 79.146

En su reunión del día 23 de marzo de 2010, el Consejo de Administración de Cemig aprobó el estudio técnico elaborado por la Dirección de Finanzas, Relaciones con Inversores y Control de Participaciones, en el que se hace una proyección de los flujos de caja futuros de la Compañía descontados a valor presente, la cual confirma la capacidad de recuperar el activo por impuestos diferidos en el plazo máximo de diez años, conforme a lo determinado por la Instrucción N.° 371/02 de CVM. El 4 de marzo de 2010, el referido estudio – que incluye a Cemig y sus filiales Cemig GT y Cemig D – se sometió al examen del Consejo de Auditoría de la Compañía. Según las estimaciones de Cemig y sus filiales, los beneficios fiscales futuros permitirán compensar el activo por impuestos diferidos a 30 de septiembre de 2010 como sigue:

Consolidado Sociedad Matriz 2010 116.273 7.119 2011 172.792 18.228 2012 132.536 20.778 2013 126.248 20.778 Del 2014 al 2015 124.170 12.023 Del 2016 al 2017 99.128 768

Del 2018 al 2019 33.330 767

804.477 80.461

A 30 de septiembre de 2010, la Sociedad Matriz tiene créditos fiscales no reconocidos en sus estados financieros intermedios por importe de R$389.532. Los créditos fiscales no reconocidos se refieren fundamentalmente a pérdidas provenientes de la cesión de los créditos de la cuenta CRC a un fondo de titulización de derechos de crédito en el primer trimestre de 2006 (véase, al respecto, la nota 13 siguiente). Como consecuencia de ello, la provisión para pérdidas constituida en ejercicios anteriores es deducible para fines del 11 N.T. En Brasil, los beneficios obtenidos por las sociedades comportan una tributación del 34%. El IRPJ (impuesto sobre la renta de personas jurídicas) se grava sobre la renta de las sociedades y demás entidades jurídicas con domicilio social en Brasil así como las filiales, agencias u oficinas de representación en Brasil de empresas domiciliadas en el extranjero. El tipo general es del 15% sobre la base imponible. Cuando los beneficios antes de impuestos sean superiores a los 240.000 reales anuales, se establece una tasa adicional del 10% sobre la fracción superior a ese límite. La CSLL (contribución social sobre el beneficio) se grava sobre el beneficio obtenido de las personas jurídicas y su liquidación es paralela a la del IRPJ. El tipo impositivo es del 9%.

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impuesto sobre beneficios y de la contribución social. El importe no reconocido en los estados financieros asciende a R$388.485. b) Conciliación entre el resultado contable y el gasto devengado La conciliación entre el resultado contable y el gasto devengado por concepto del impuesto sobre beneficios (tipo impositivo del 25%) y de la contribución social (tipo impositivo del 9%) es como sigue:


A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Beneficio antes de impuestos y participaciones 1.966.831 2.289.901 1.356.121 1.526.497

Impuesto sobre beneficios y contribución social: resultado contable (668.723) (778.566) (461.081) (519.009)

Efecto fiscal:

Resultado de las participaciones por puesta en equivalencia - - 345.405 426.412

Participaciones estatutarias (empleados y directivos) 46.053 33.717 1.522 920

Aportaciones y donaciones no deducibles (5.612) (4.986) (937) (245)

Incentivos fiscales 20.472 16.062 1.340 148

Créditos fiscales no reconocidos 18.828 1.709 19.865 81

Amortización de fondo de comercio (7.794) (5.560) (8.821) (5.560) Ajuste del impuesto sobre beneficios y contribución social relativos al

ejercicio anterior (1.471) (11.423) (1.471) -

Otros 26.547 28.390 15.593 536

Impuesto sobre beneficios y contribución social: gasto devengado (571.700) (720.657) (88.585) (96.717)

Adhesión de Light Sesa al nuevo “Refis” (Ley N.º 11.941/09) Con fecha 6 de noviembre de 2009, el Consejo de Administración de la sociedad participada Light Sesa aprobó la adhesión de la sociedad al nuevo Refis, un programa de pago en cuotas de deudas tributarias de las empresas instituido por la Ley N.º 11.941/09. Entre los principales beneficios de la adhesión a este programa se encuentra la reducción de la deuda por concepto de multa, intereses y mora por importe de R$128.921, la posibilidad de liquidar la deuda remanente por este concepto mediante la utilización de pérdidas fiscales, además de la posibilidad de pagar en cuotas los desembolsos futuros. El importe inicial incluido en el ámbito del programa asciende a R$585.639. Considerando que el importe de R$262.428 fue compensado mediante pérdidas fiscales, el importe total pendiente de pago es de R$323.211. Light Sesa ha efectuado pagos mínimos de acuerdo a las disposiciones legales, además del pago de las cuotas procedentes del programa PAES Previdenciário (Refis II) por el importe consolidado de R$1.752. La variación del saldo deudor se debe a su actualización de acuerdo con la tasa Selic durante el período por importe de R$6.252, además de los pagos efectuados en el ámbito del programa PAES Previdenciário.

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12 . DEPÓSITOS JUDICIALES Los depósitos judiciales se refieren principalmente a contingencias laborales y obligaciones fiscales. Los principales depósitos judiciales relativos a obligaciones fiscales se refieren al impuesto sobre beneficios sobre el pago de intereses sobre el capital propio y al ICMS12, este último referente a la exclusión de dicho impuesto de la base imponible del PIS y Cofins.


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Contingencias laborales 204.587 201.175 48.531 49.028

Obligaciones fiscales Impuesto sobre beneficios: intereses sobre el capital

propio 13.714 13.714 - -

Impuestos Pasep y Cofins 493.858 430.739 - -

Otros 15.615 16.789 2.971 2.935

Otros 148.463 133.748 67.678 43.497

876.237 796.165 119.180 95.460

Se ha dotado una provisión con cargo al epígrafe “Impuestos, tasas y contribuciones especiales”, correspondiente a los saldos de depósitos judiciales relativos a los impuestos Pasep y Cofins. Para más información, véase la nota 18 siguiente.

13 . CUENTAS A COBRAR AL GOBIERNO DEL ESTADO DE MINAS GERAIS Y FONDO DE TITULIZACIÓN DE DERECHOS DE CRÉDITO (FIDC) En cumplimiento de lo establecido en la Ley N.° 8.724/93, en 1995 Cemig suscribió con el Gobierno del Estado de Minas Gerais un contrato de cesión de deuda por el que el accionista mayoritario de la Compañía se obligaba a liquidar el saldo insoluto de la denominada “cuenta de resultados por compensar” (el “contrato CRC”). El contrato CRC estableció que la deuda se actualizaba de acuerdo con el índice UFIR más un interés del 6% anual, debiendo amortizarse en el plazo de diecisiete años contados desde el 1 de junio de 1998. Con fecha 24 de enero de 2001, se suscribió el primer addendum al contrato CRC al objeto de reemplazar la UFIR por el IGP-DI como índice de actualización monetaria del saldo deudor. El IGP-DI se aplicó con efectos retroactivos al mes de noviembre de 2000, debido a que la UFIR dejó de calcularse a partir de octubre de 2000. En octubre de 2002 se suscribieron el segundo y el tercer addendum al contrato CRC a fin de establecer nuevas condiciones para la amortización de la deuda por parte del Gobierno del Estado de Minas Gerais conforme a las siguientes cláusulas principales: (a) actualización monetaria del saldo deudor de acuerdo con la variación del índice IGP-DI; (b) liquidación del contrato CRC hasta mayo de 2015; (c) devengo de intereses del 6% y del 12% anual sobre el saldo del segundo y del tercer addendum, respectivamente; y (d) garantía de retención integral de los dividendos que tiene derecho a percibir el Gobierno del Estado de Minas Gerais para efectos de liquidación del tercer addendum.

12 N.T. Impuesto a la Circulación de Mercaderías y Servicios, por sus siglas en portugués. El ICMS tiene carácter estatal y grava las ventas de mercaderías, así como los servicios de transporte de las mismas de un estado a otro, aunque no exista venta. El tipo aplicable lo fija cada estado de la Federación brasileña.

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a) Cuarto addendum al contrato CRC En virtud del incumplimiento en el pago de las cuotas del segundo y del tercer addendum al contrato CRC, se suscribió un cuarto addendum con el propósito de hacer viable la amortización de la deuda mediante la retención de los dividendos que tiene derecho a percibir el Gobierno del Estado de Minas Gerais. El acuerdo fue aprobado por la Junta General Extraordinaria de Accionistas celebrada el día 12 de enero de 2006. El cuarto addendum al contrato CRC tuvo efectos retroactivos al 31 de diciembre de 2004 y consolidó los saldos del segundo y del tercer addendum. A 30 de septiembre de 2010, el saldo deudor total asciende a R$4.795.729. El cuarto addendum establece que el Gobierno del Estado de Minas Gerais amortiza 61 cuotas semestrales y consecutivas entre junio de 2005 y junio de 2035, con vencimiento el 30 de junio y el 31 de diciembre de cada año. Las cuotas se actualizan de acuerdo con la variación del índice IGP-DI y son crecientes, fijándose en R$28.828 el importe de la primera cuota y en R$97.232 el de la 61ª cuota (valores a 30 de septiembre de 2010). Las amortizaciones se realizan prioritariamente por medio de la retención del 65% de los dividendos que tiene derecho a percibir el Gobierno del Estado de Minas Gerais. En el caso de que el importe retenido no fuera suficiente para amortizar cualquiera de las cuotas, se podrá retener un porcentaje no superior al 65% de la retribución en concepto de dividendo o de intereses extraordinarios sobre el capital propio. Los dividendos retenidos se utilizarán para amortizar las cuotas de acuerdo con el siguiente orden: (a) pago de cuotas vencidas; (b) pago de la cuota correspondiente al semestre; (c) amortización anticipada de hasta dos cuotas; y (d) liquidación del contrato CRC. A 30 de septiembre de 2010, ya se encontraban amortizadas anticipadamente las cuotas del contrato CRC con vencimiento el 31 de diciembre de 2010 y el 30 de junio de 2011. Por otra parte, el cuarto addendum determina que la amortización de las cuotas por el Gobierno del Estado de Minas Gerais está supeditada al cumplimiento anual por Cemig de ciertos ratios financieros (covenants) establecidos en el Plan Director de la Compañía y que se recogen en sus Estatutos Sociales, entre los cuales destacan:

Ratio financiero Meta

Deuda / EBITDA Menor que 2 (1) Deuda / Deuda más Patrimonio Neto Mayor o igual al 40% (2) Inversiones de capital y adquisición de activos Menor o igual al 40% del EBITDA

EBITDA = Siglas en inglés para beneficios antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones. (1) Menor que 2,5 según determinadas circunstancias coyunturales que se especifican en los Estatutos Sociales. (2) Menor o igual al 50% según determinadas circunstancias coyunturales que también se especifican en los Estatutos Sociales.

La Junta General Extraordinaria de Accionistas del 5 de mayo de 2010 autorizó la superación en 2010 de los límites establecidos para los ratios financieros (covenants) que se estipulan en los Estatutos Sociales, de manera tal que en el presente ejercicio el límite para el monto consolidado de los recursos destinados a inversiones de capital y a la adquisición de otros activos pueda elevarse a un máximo del 90% del EBITDA de la Compañía. En consecuencia, Cemig no ha incurrido en el incumplimiento de ninguno de los ratios financieros para el ejercicio 2010.

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b) Cesión de los derechos de crédito de la cuenta CRC a un Fondo de Titulización de Derechos de Crédito (FIDC) Con fecha 27 de enero de 2006, Cemig realizó la cesión de los derechos de crédito de la cuenta CRC a un Fondo de Titulización de Derechos de Crédito (“FIDC”), cuyo importe total fue determinado por la entidad administradora del fondo con base en proyecciones financieras a largo plazo realizadas por la Compañía, en las que se consideraron los dividendos del Gobierno del Estado de Minas Gerais que sufrirán retención para fines de amortización de la deuda del contrato CRC. De acuerdo con dichas proyecciones, el FIDC fue valorado por importe total de R$1.659.125, de los cuales el importe de R$900.000 constituido por cuotas parte “senior” y R$759.125 por cuotas parte subordinadas. Las cuotas parte “senior” fueron suscritas y adquiridas por entidades financieras, y se amortizan mediante 20 pagos semestrales desde junio de 2006. Las cuotas parte “senior” están garantizadas por Cemig y se actualizan de acuerdo con la variación de la tasa media del CDI más un interés del 1,70% anual. Por su parte, las cuotas parte subordinadas fueron suscritas por Cemig por la diferencia entre el importe cedido al FIDC y el importe equivalente a las cuotas parte “senior”. Las cuotas parte subordinadas se actualizan por la diferencia entre la revalorización del FIDC a la tasa del 10% anual y la revalorización de las cuotas parte “senior”, equivalente a la variación de la tasa media del CDI más un interés del 1,70% anual. El movimiento producido en este epígrafe durante el tercer trimestre de 2010 ha sido el siguiente:

Consolidado y

Sociedad Matriz Saldo a 30 de junio de 2010 1.830.892 Actualización monetaria de las cuotas parte “senior” 25.691 Actualización monetaria de las cuotas parte subordinadas 15.773 Amortización de las cuotas parte “senior” (80.167)

Saldo a 30 de septiembre de 2010 1.792.189

Composición del FIDC a 30 de septiembre de 2010 - Cuotas parte “senior” propiedad de terceros 864.639 - Cuotas parte subordinadas propiedad de Cemig 921.511 - Dividendos retenidos por el FIDC 6.039

927.550

TOTAL 1.792.189

El 29 de junio de 2010 Cemig hizo efectivo el pago del dividendo, utilizando el importe de R$67.399 para amortizar parte de las cuotas parte “senior”. Adicionalmente, la Compañía efectuó una aportación por importe de R$14.501 al FIDC para complementar el importe requerido para rescatar las cuotas parte “senior” y cubrir otros gastos operativos del fondo. La amortización del importe de R$80.167 de las cuotas parte “senior” se hizo efectiva el 1 de julio de 2010. El Pasivo corriente (exigible a corto plazo) recoge el importe de los dividendos propuestos por la Junta Directiva y por el Consejo de Administración para distribución a los accionistas de la Compañía en virtud de los resultados obtenidos en el ejercicio 2009. Del importe total de dividendos a repartir, la cifra de R$103.691 se destinará al Gobierno del Estado de Minas

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Gerais, mientras que el importe de R$67.399 sufrirá retención al objeto de amortizar las cuotas a vencer, conforme a lo establecido en el cuarto addendum al contrato CRC. c) Criterio de consolidación del FIDC En el supuesto de que los dividendos destinados al Gobierno del Estado de Minas Gerais no fueran suficientes para amortizar las cuotas parte “senior”, la Compañía se ha comprometido a liquidarlas por medio de garantías. En virtud de ello, en los estados financieros intermedios consolidados, el importe correspondiente a las cuotas parte “senior” se recoge en el Pasivo exigible a corto y a largo plazo bajo el epígrafe “Préstamos y financiaciones”. Asimismo, el importe correspondiente a la actualización monetaria del FIDC ha sido íntegramente reconocido como un ingreso financiero, registrándose en contrapartida como cargas financieras el importe correspondiente a la actualización monetaria de las cuotas parte “senior”.

14 . INVERSIONES


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Sociedades del Grupo

Cemig Geração e Transmissão, S.A. - - 4.236.883 3.981.934

Cemig Distribuição, S.A. - - 2.697.081 2.665.332

Light, S.A. - - 730.718 789.883

Cemig Telecomunicações, S.A. - - 287.366 287.596

Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) - - 440.438 429.131

Rosal Energia, S.A. - - 67.712 63.647

Sá Carvalho, S.A. - - 63.397 57.374

Horizontes Energia, S.A. - - 72.979 70.814

Usina Térmica Ipatinga, S.A. - - 38.162 35.690

Cemig PCH, S.A. - - 45.711 42.127

Cemig Capim Branco Energia, S.A. - - 40.232 30.935

Companhia Transleste de Transmissão - - 15.056 14.208

UTE Barreiro, S.A. - - 8.523 8.759

Companhia Transudeste de Transmissão - - 9.405 10.255

Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. - - 486 488

Companhia Transirapé de Transmissão - - 7.061 7.854

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. - - 21.074 24.283

Efficientia, S.A. - - 9.548 8.161

Central Termelétrica de Cogeração, S.A. - - 6.781 6.444

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas - - 19.307 17.951

Cemig Trading, S.A. - - 36.407 33.514

Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A. (ETEP) - - 47.021 44.014

Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A. (ENTE) - - 77.730 70.398

Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A. (ERTE) - - 13.322 12.014

Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (EATE) - - 177.726 159.641

Empresa Catarinense de Transmissão de Energia, S.A. (ECTE) - - 9.159 8.254

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. - - 2.465 2.385

Cemig Serviços, S.A. - - 59 77

- - 9.181.809 8.883.163

Fondo de comercio de la adquisición de Rosal Energia, S.A. - - 23.484 24.865

Fondo de comercio de la adquisición de ETEP - - 61.033 61.773

Fondo de comercio de la adquisición de ENTE - - 91.439 92.472

Fondo de comercio de la adquisición de ERTE - - 22.148 22.399

Fondo de comercio de la adquisición de EATE - - 357.275 361.608

Fondo de comercio de la adquisición de ECTE - - 14.259 14.437

Fondo de comercio de la adquisición de Light, S.A. - - 333.401 338.749

Otras inversiones 23.563 23.821 3.502 3.502

23.563 23.821 906.541 919.805

23.563 23.821 10.088.350 9.802.968

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a) Principales datos de las sociedades del Grupo

A 30 de septiembre de 2010 Enero a septiembre de 2010

Sociedades del Grupo Cantidad de

acciones Participación

Cemig (%) Capital social

Patrimonio neto

Dividendos Beneficio (pérdida)

Cemig Geração e Transmissão, S.A. 2.896.785.358 100,00 3.296.785 4.236.883 159.156 831.148 Cemig Distribuição, S.A. 2.261.997.787 100,00 2.261.998 2.697.081 118.159 170.117

Light, S.A. 203.934.060 25,53 2.225.822 2.861.911 363.003 350.102

Cemig Telecomunicações, S.A. 381.023.385 100,00 225.082 287.366 8.200 11.388

Rosal Energia,S.A. 46.944.467 100,00 46.944 67.712 - 15.288

Sá Carvalho, S.A. 361.200.000 100,00 36.833 63.397 - 17.984 Companhia de Gás de Minas Gerais

(Gasmig) 409.255.483 55.19 643.779 798.003 55.012 67.515

Horizontes Energia, S.A. 64.257.563 100,00 64.258 72.979 - 5.825

Usina Térmica Ipatinga, S.A. 29.174.281 100,00 29.174 38.162 - 6.454

Cemig PCH, S.A. 30.952.000 100,00 30.952 45.711 - 12.670

Cemig Capim Branco Energia, S.A. 5.528.000 100,00 5.528 40.232 - 25.300

Companhia Transleste de Transmissão 49.569.000 25,00 49.569 60.225 9.190 8.836

UTE Barreiro, S.A. 23.328.000 100,00 11.918 8.523 - (6.671)

Companhia Transudeste de Transmissão 30.000.000 24,00 30.000 39.188 7.409 4.799

Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. 486.000 100,00 486 486 - 508

Companhia Transirapé de Transmissão 22.340.490 24,50 22.340 28.822 6.267 3.881

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 33.340.000 49,00 66.951 43.008 - (4.632)

Efficientia, S.A. 6.051.994 100,00 6.052 9.548 - 2.971

Central Termelétrica de Cogeração, S.A. 5.000.000 100,00 5.001 6.781 - 1.188 Companhia de Transmissão Centroeste de

Minas 51.000 51,00 51 37.855 - 3.514

Cemig Trading, S.A. 160.297 100,00 160 36.407 - 1.353 Empresa Paraense de Transmissão de

Energia, S.A. (ETEP) 45.000.010 41,49 82.309 113.329 26.443 26.614 Empresa Norte de Transmissão de Energia,

S.A. (ENTE) 100.840.000 36,69 145.663 211.861 40.217 54.171 Empresa Regional de Transmissão de

Energia, S.A. (ERTE) 23.400.000 36,69 23.400 36.313 15.729 10.268 Empresa Amazonense de Transmissão de

Energia, S.A. (EATE) 180.000.010 37,99 323.579 467.873 103.939 110.873 Empresa Catarinense de Transmissão de

Energia, S.A. (ECTE) 42.095.000 13,37 42.095 68.525 22.999 19.275

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 7.200.000 49,00 7.200 5.032 - (221)

Cemig Serviços, S.A. 100.000 100,00 100 59 - (40)

36

CEM

IG

A 30 de septiembre de 2009 Enero a septiembre de 2009

Sociedades del Grupo Cantidad de

acciones Participación

Cemig (%) Capital social

Patrimonio neto

Dividendos Beneficio (pérdida)

Cemig Geração e Transmissão, S.A. 2.896.785.358 100,00 2.896.785 4.324.787 159.790 1.003.849 Cemig Distribuição, S.A. 2.261.997.787 100,00 2.261.998 2.641.436 113.653 279.078 RME (Light, S.A.) 709.309.572 25,00 709.309 1.362.400 - 199.391 Cemig Telecomunicações, S.A. 381.023.385 100,00 225.082 277.528 8.150 21.845 Rosal Energia, S.A. 46.944.467 100,00 46.944 67.999 - 16.744

Sá Carvalho, S.A. 361.200.000 100,00 36.833 66.598 - 21.185 Companhia de Gás de Minas Gerais

(Gasmig) 409.255.000 55,19 493.780 630.826 - 53.873 Horizontes Energia, S.A. 64.257.563 100,00 64.258 72.515 - 5.777 Usina Térmica Ipatinga, S.A. 29.174.281 100,00 29.174 38.147 - 6.870 Cemig PCH, S.A. 30.952.000 100,00 30.952 43.947 - 11.685 Cemig Capim Branco Energia, S.A. 5.528.000 100,00 5.528 39.479 - 24.547 Companhia Transleste de Transmissão 49.569.000 25,00 49.569 59.917 6.896 9.173 UTE Barreiro, S.A. 11.918.000 100,00 11.918 3.258 - 2.535 Companhia Transudeste de Transmissão 30.000.000 24,00 30.000 39.555 483 5.557 Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. 486.000 100,00 486 477 - (10) Companhia Transirapé de Transmissão 22.340.490 24,50 22.340 29.375 - 4.763 Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 27.840.000 49,00 48.340 47.894 - (18.384) Efficientia, S.A. 6.051.994 100,00 6.052 10.855 - 4.541 Central Termelétrica de Cogeração, S.A. 150.000.000 100,00 150.001 157.524 - 7.399 Companhia de Transmissão Centroeste de

Minas 51.000 51,00 51 23.439 - - Cemig Trading, S.A. 160.297 100,00 160 3.656 - 3.463 Empresa Paraense de Transmissão de

Energia, S.A. (ETEP) 45.000.010 39,33 69.569 107.616 2.348 25.623 Empresa Norte de Transmissão de Energia,

S.A. (ENTE) 100.840.000 36,69 120.128 195.746 19.902 54.280 Empresa Regional de Transmissão de

Energia, S.A. (ERTE) 23.400.000 36,69 23.400 36.120 6.480 10.780 Empresa Amazonense de Transmissão de

Energia, S.A. (EATE) 180.000.010 35,34 273.469 441.988 3.687 117.082 Empresa Catarinense de Transmissão de

Energia, S.A. (ECTE) 42.095.000 13,37 42.095 66.368 14.747 18.398 Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 7.200.000 49,00 7.200 5.632 - (810)

37

CEM

IG

El movimiento de las inversiones en las sociedades del Grupo durante el tercer trimestre de 2010 ha sido el siguiente:

Saldo a 30.06.2010

Puesta en equivalencia

Aportaciones / adquisiciones

Dividendos propuestos

Otros

Saldo a

30.09.2010 Cemig Geração e Transmissão, S.A. 3.981.934 342.685 - (89.278) 1.542 4.236.883 Cemig Distribuição, S.A. 2.665.332 98.030 - (66.281) - 2.697.081

Light, S.A. 789.883 33.521 - (92.686) - 730.718

Cemig Telecomunicações, S.A. 287.596 7.970 - (8.200) - 287.366

Rosal Energia, S.A. 63.647 4.065 - - - 67.712

Sá Carvalho, S.A. 57.374 6.023 - - - 63.397 Companhia de Gás de Minas Gerais

(Gasmig) 429.131 11.307 - - - 440.438

Horizontes Energia, S.A. 70.814 2.165 - - - 72.979

Usina Térmica Ipatinga, S.A. 35.690 2.472 - - - 38.162

Cemig PCH, S.A. 42.127 3.584 - - - 45.711

Cemig Capim Branco Energia, S.A. 30.935 9.297 - - - 40.232

Companhia Transleste de Transmissão 14.208 848 - - - 15.056

UTE Barreiro, S.A. 8.759 (236) - - - 8.523

Companhia Transudeste de Transmissão 10.255 484 - (1.334) - 9.405

Central Hidrelétrica Pai Joaquim, S.A. 488 (2) - - 486

Companhia Transirapé de Transmissão 7.854 359 - (1.152) - 7.061

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 24.283 (2.007) - - (1.202) 21.074

Efficientia, S.A. 8.161 1.387 - - - 9.548

Central Termelétrica de Cogeração, S.A. 6.444 337 - - - 6.781 Companhia de Transmissão Centroeste de

Minas 17.951 1.792 - - (436) 19.307

Cemig Trading, S.A. 33.514 2.893 - - - 36.407 Empresa Paraense de Transmissão de

Energia, S.A. (ETEP) 44.014 3.815 75 (883) - 47.021 Empresa Norte de Transmissão de Energia,

S.A. (ENTE) 70.398 7.332 - - - 77.730 Empresa Regional de Transmissão de

Energia, S.A. (ERTE) 12.014 1.308 - - - 13.322 Empresa Amazonense de Transmissão de

Energia, S.A. (EATE) 159.641 15.616 795 - 1.674 177.726 Empresa Catarinense de Transmissão de

Energia, S.A. (ECTE) 8.254 905 - - - 9.159

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 2.385 80 - - - 2.465

Cemig Serviços, S.A. 77 (18) - - - 59

8.883.163 556.012 870 (259.814) 1.578 9.181.809

b) Participación en Light El defecto del coste de adquisición con respecto al valor en libros de los activos netos de Light

adquiridos por la sociedad de control conjunto Rio Minas Energia Participações, S.A. (RME) ascendió a R$364.961 (participación del 25% de Cemig). El defecto del coste de adquisición refleja las proyecciones de resultados futuros de la sociedad adquirida durante el período de vigencia de las concesiones de distribución y generación de energía eléctrica, y se ha venido amortizando linealmente desde octubre de 2006 hasta mayo de 2026, fecha de vencimiento de las concesiones de distribución. El fondo de comercio negativo por importe de R$72.683 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$73.843 a 30 de junio de 2010) fue absorbido por la Compañía después de la escisión de Rio Minas Energia Participações, S.A. (RME) y se recoge en el Pasivo exigible a largo plazo bajo el epígrafe “Otros pasivos no corrientes”.

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CEM

IG

c) Fondos de comercio generados en la adquisición de participaciones Se reconocieron fondos de comercio generados por las operaciones de adquisición de participaciones en otras sociedades. El exceso del coste de adquisición con respecto al valor en libros de las participaciones adquiridas se debe a las plusvalías provenientes de las concesiones. Los fondos de comercio se amortizarán durante el plazo remanente de vigencia de las concesiones. d) Cierre de la operación de compra de acciones de Light Con fecha 25 de marzo de 2010 se realizó el pago correspondiente a la adquisición por Cemig de 25.494.500 acciones ordinarias emitidas por Light, representativas del 12,50% del capital social total con derecho a voto de dicha sociedad, de las que es actualmente titular Andrade

Gutierrez Concessões, S.A.. El precio pagado por Cemig por la compra del mencionado paquete accionarial ascendió a R$718.518, o R$29,54 por acción. Dicho importe es el resultado de la actualización del precio estipulado en el contrato de compraventa de acciones de acuerdo con la variación del tipo de interés para los certificados de depósitos interbancarios (CDI), calculado por la entidad de compensación y liquidación de valores Central de Custódia e

Liquidação Financeira de Títulos (CETIP) desde el 1 de diciembre de 2009 hasta la mencionada fecha, y detraído del importe a distribuir en concepto de dividendo, correspondiente a R$2,12 por acción, conforme a la propuesta sometida a la Junta General Ordinaria de Light celebrada el 24 de marzo de 2010. Además de las acciones pagadas en la mencionada fecha, el contrato de compraventa de acciones prevé la adquisición por Cemig de 1.081.649 acciones ordinarias adicionales emitidas por Light, representativas de aproximadamente un 0,53% del capital social total con derecho a voto de dicha sociedad, de las que es actualmente titular Andrade Gutierrez Concessões, S.A.. El precio correspondiente al 0,53% del capital social total de Light asciende a R$31.949. Dicho importe también se actualizará de acuerdo con la variación del tipo de interés para los CDI desde el 1 de diciembre de 2009 hasta la fecha en que se haga efectivo el pago, detraído de las retribuciones en concepto de dividendos o de intereses sobre el capital propio que hubieren sido pagados o declarados por Light durante el mencionado período. El cierre de la operación está previsto para fines de noviembre de 2010. Adicionalmente, cabe mencionar que el contrato de compraventa de acciones prevé la cesión de las acciones adquiridas a una filial de Cemig o a terceros. La Compañía reconoció un fondo de comercio en esta operación por importe de R$344.098. El exceso del coste de adquisición con respecto al valor en libros de la participación adquirida se debe a la plusvalía proveniente de la concesión.

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CEM

IG

Opción de compra adicional de acciones de Light En el caso de que sea ejercida la opción de venta, Cemig adquirirá la totalidad de las cuotas participativas del fondo de inversión Luce Investment Fund, el cual posee el 75% de las cuotas participativas del fondo de inversión Luce Brasil Fundo de Investimento en Participações. En tal sentido, Cemig adquirirá 19.932.112 acciones ordinarias emitidas por Light, representativas del 9,75% del capital social total con derecho a voto de dicha sociedad, al precio de US$ 340.455. De dicho importe se detraerán las retribuciones en concepto de dividendos o de intereses sobre el capital propio que hubieren sido pagados o declarados por Light desde el 1 de diciembre de 2009 hasta la fecha de ejercicio de la opción, si fuere el caso. El 6 de octubre de 2010 Enlighted Partners Venture Capital, LLC, entidad que ostenta el control indirecto de Luce Empreendimentos e Participações, S.A., comunicó a Cemig su decisión de ejercer la opción de venta de cuotas participativas del fondo de inversión Luce Brasil Fundo de

Investimento em Participações, mencionada en el Hecho Relevante de fecha 24 de marzo de 2010. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de ciertos requisitos establecidos en el contrato, así como a la aprobación de la misma por parte de organismos competentes y, en los casos en que proceda, de los demás agentes financiadores y obligacionistas de Light y de las sociedades de su grupo. e) Aumento de participación en el capital social de Taesa El 6 de mayo de 2010 la filial Cemig GT lanzó, a través de la sociedad Transmissora Alterosa de

Energia, S.A., una oferta pública para la adquisición de acciones y units (certificados de depósito de acciones) de Taesa. La oferta tuvo como resultado la adquisición del 24,42% de las acciones propiedad de los accionistas minoritarios de la sociedad, el equivalente al 56,69% del capital social total de Taesa, por el importe de R$1.001 851, es decir, R$15,57 por acción. Se reconoció un fondo de comercio generado por la operación por importe de R$523.367. El exceso del coste de adquisición con respecto al valor en libros se debe a la plusvalía proveniente de las concesiones. El fondo de comercio se amortizará durante el plazo remanente de vigencia de las concesiones. Tras esta operación, Cemig GT y el fondo de inversión FIP Coliseu ultimaron el proceso de adquisición de Taesa (nueva denominación social de Terna Participações, S.A.). Una parte de los minoritarios no se adhirió a la OPA, con lo que el 4,72% de las acciones de Taesa permanecieron en circulación. f) Adquisición de participación accionarial: Ativas Data Center, S.A. El 8 de julio de 2010 la filial CemigTelecom firmó un contrato de compraventa de acciones con la sociedad Ativas Participações, S.A., el cual tiene por objeto la adquisición de 9.804.900 acciones ordinarias, representativas del 49% del capital social con derecho a voto de la sociedad Ativas Data Center, S.A., que tiene por objeto social ofrecer soluciones y servicios de infraestructura de TIC (Tecnologías de la Información y la Comunicación), comprendiendo servicios de hospedaje web (hosting y colocation) de ambientes de TI, almacenamiento de bases de datos y servicios de backup, servicios profesionales relacionados con la seguridad y disponibilidad de la información, consultoría en TIC, conectividad, venta de acceso y ancho de banda de Internet. La sociedad se encuentra construyendo un data center clasificado en el nivel “Tier III” (certificado por The Uptime Institute, Inc.), destinado a atender a medianas y

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grandes corporaciones. La inversión inicial ascendió a R$6.753 mil, el equivalente a a 6.753.615 acciones ordinarias, y quedó establecido que se aumentará un real (R$1,00) por cada acción pendiente de desembolso por Ativas Participações, S.A. hasta la fecha 31 de marzo de 2011. g) Adquisición de participación accionarial: Lightger, S.A. Con fecha 18 de agosto de 2010, la filial Cemig GT adquirió a Light el 49% del capital social total con derecho a voto de Lightger, S.A., sociedad de propósito específico controlada por Light que tiene la autorización para explotar el proyecto relativo a la pequeña central hidroeléctrica (PCH) de Paracambi. Cemig GT desembolsó la suma de R$19.960 por la compra del mencionado paquete accionarial, el cual engloba 25.939.013 acciones ordinarias representativas del capital social de Lightger, S.A.. La operación se llevó a cabo teniendo en cuenta el valor neto contable, por lo que no se generó ningún fondo de comercio.

15 . INMOVILIZADO MATERIAL

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Coste histórico

Amortización acumulada

Valor neto en libros

Valor neto en libros

En servicio 25.889.821 (10.961.367) 14.928.454 14.767.541 - Distribución 12.343.241 (5.764.008) 6.579.233 6.494.871 - Generación 8.768.442 (3.506.349) 5.262.093 5.210.793 - Transmisión 3.741.530 (1.160.878) 2.580.652 2.569.022 - Administración 421.846 (280.450) 141.396 145.492 - Telecomunicaciones 434.611 (211.058) 223.553 204.176 - Gas 180.151 (38.624) 141.527 143.187

En curso 3.511.385 - 3.511.385 3.303.935 - Distribución 1.598.464 - 1.598.464 1.481.364 - Generación 1.005.094 - 1.005.094 943.138 - Transmisión 429.666 - 429.666 418.942 - Administración 43.508 - 43.508 73.534 - Telecomunicaciones 35.326 - 35.326 26.342 - Gas 399.327 - 399.327 360.615

Total Inmovilizado material 29.401.206 (10.961.367) 18.439.839 18.071.476

Obligaciones especiales vinculadas a las concesiones (2.864.082) 305.723 (2.558.359) (2.546.490)

Inmovilizado material, neto 26.537.124 (10.655.644) 15.881.480 15.524.986

Las obligaciones especiales vinculadas a las concesiones se refieren fundamentalmente a contribuciones de consumidores para la ejecución de proyectos destinados a atender la demanda por suministro eléctrico. La eventual liquidación de estas obligaciones está supeditada a las disposiciones que expida ANEEL al término del período de las concesiones de distribución de energía eléctrica. Dichas disposiciones tendrán por objeto calcular el valor contable residual del Inmovilizado a fin de determinar los importes que el organismo concedente deberá reintegrar a las empresas distribuidoras. Se encuentra reconocido en el Inmovilizado material bajo el epígrafe “Administración” el importe amortizado de R$7.268 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$7.412 a 30 de junio de 2010), correspondiente a los terrenos, edificios y otras construcciones dados en garantía de acciones judiciales que tienen por objeto demandas tributarias, laborales y civiles, además de otras contingencias. La Compañía no ha identificado indicios de pérdida por deterioro del valor de los activos que integran el Inmovilizado material. Los contratos de concesión establecen que, al final del plazo de cada una de las concesiones, el organismo concedente determinará el importe de las

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CEM

IG

contraprestaciones a que tendrá derecho la Compañía. En virtud de ello, la Administración tiene entendido de que el valor en libros de los elementos del Inmovilizado material que no son objeto de amortización será reembolsado por el organismo concedente al final de las concesiones. El importe recuperable de los activos es superior a su valor en libros, lo cual es una evidencia de que no es necesario dotar provisiones por deterioro.

16 . INMOVILIZADO INTANGIBLE

Sociedad Matriz

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Valor bruto en

libros Amortización

acumulada Valor en libros Valor residual

En servicio: vida útil definida 12.465 (12.461) 4 284

Vida útil definida 12.465 (12.461) 4 284 Derechos de uso de aplicaciones informáticas 2.950 (2.950) - - Marcas y patentes 5 (1) 4 4 Concesiones para la prestación de servicios públicos

Cemig Telecomunicações, S.A. 9.510 (9.510) - 280

En curso 863 - 863 863

Activos en producción 863 - 863 863

Total Intangibles: Sociedad Matriz 13.328 (12.461) 867 1.147

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Valor bruto en

libros Amortización

acumulada Valor en libros Valor residual

En servicio: vida útil definida 3.092.605 (413.232) 2.460.283 2.480.790

Derechos de uso de aplicaciones informáticas 324.434 (181.368) 143.066 156.692 Marcas y patentes 37 (4) 33 81 Derechos de servidumbre 82.741 (3.349) 79.392 78.396 Concesiones para la prestación de servicios públicos

Cemig Telecomunicações, S.A. 9.510 (9.510) - 279 Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. 30.820 (1.669) 29.151 29.607 Central Eólica Praias do Morgado, S.A. 41.932 (874) 41.058 42.238 Central Eólica Volta do Rio, S.A. 27.028 (117) 26.911 28.548 Empresa Amazonense de Transmissão de Energia,

S.A. (EATE) 397.333 (40.058) 357.275 361.608 Empresa Catarinense de Transmissão de Energia,

S.A. (ECTE) 16.062 (1.803) 14.259 14.437 Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A.

(ENTE) 101.170 (9.732) 91.438 92.472 Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A.

(ETEP) 68.007 (6.975) 61.032 61.772 Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A.

(ERTE) 24.445 (2.297) 22.148 22.398 Rosal Energia, S.A. 55.256 (31.772) 23.484 24.865 UTE Ipatinga, S.A. 84.584 (59.209) 25.375 26.868 Light, S.A. 344.098 (10.697) 333.401 338.749 Transmissora Aliança de Energia Elétrica,

S.A.(Taesa) 1.234.822 (52.784) 1.182.038 1.198.009 Otros 31.236 (1.014) 30.222 3.771

En curso 85.525 - 85.525 96.243

Activos en producción 85.525 - 85.525 96.243

Total Intangibles: Consolidado 3.178.130 (413.232) 2.545.808 2.577.033

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CEM

IG

El movimiento producido en el Inmovilizado intangible durante el tercer trimestre de 2010 ha sido el siguiente:

Sociedad Matriz

Saldo a

30.06.2010 Amortización

Saldo a 30.09.2010

En servicio: vida útil definida 284 (280) 4 Marcas y patentes 4 - 4

Concesiones para la prestación de servicios públicos

Cemig Telecomunicações, S.A. 280 (280) -

En curso 863 - 863 Activos en producción 863 - 863

Total Intangibles: Sociedad Matriz 1.147 (280) 867

Consolidado

Saldo a

30.06.2010 Adiciones Amortización Transferencias

Saldo a 30.09.2010

En servicio: vida útil definida 2.480.790 30.495 (62.874) 11.872 2.460.283 Derechos de uso de aplicaciones informáticas 156.692 - (27.742) 14.116 143.066

Marcas y patentes 81 5 (7) - 79

Derechos de servidumbre 78.396 4.085 (3.101) 12 79.392

Concesiones para la prestación de servicios públicos

Cemig Telecomunicações, S.A. 279 - (279) - -

Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. 29.607 - (382) (74) 29.151

Central Eólica Praias do Morgado, S.A. 42.238 - (518) (662) 41.058

Central Eólica Volta do Rio, S.A. 28.548 - (117) (1.520) 26.911 Empresa Amazonense de Transmissão de Energia,

S.A. (EATE) 361.608 - (4.333) - 357.275 Empresa Catarinense de Transmissão de Energia,

S.A. (ECTE) 14.437 - (178) - 14.259 Empresa Norte de Transmissão de Energia, S.A.

(ENTE) 92.472 - (1.034) - 91.438 Empresa Paraense de Transmissão de Energia, S.A.

(ETEP) 61.772 - (740) - 61.032 Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A.

(ERTE) 22.398 - (250) - 22.148

Rosal Energia, S.A. 24.865 - (1.381) - 23.484

UTE Ipatinga, S.A. 26.868 - (1.493) - 25.375

Light, S.A. 338.749 - (5.348) - 333.401 Transmissora Aliança de Energia Elétrica,

S.A.(Taesa) 1.198.009 - (15.971) - 1.182.038

Otros 3.771 26.405 - - 30.176

En curso 96.243 4.264 - (14.982) 85.525

Activos en producción 96.243 4.264 - (14.982) 85.525

Total Intangibles 2.577.033 34.759 (62.874) (3.110) 2.545.808

Los activos intangibles correspondientes a derechos de uso de aplicaciones informáticas, marcas y patentes, y derechos de servidumbre, entre otros conceptos, se amortizan linealmente a lo largo de la vida útil de los mismos mediante la aplicación de los coeficientes establecidos por ANEEL.

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IG

Los activos afectos a las concesiones para la prestación de servicios públicos se derivan de las plusvalías provenientes de las concesiones y se amortizan durante el plazo remanente de vigencia de las mismas. La Compañía no ha identificado indicios de pérdida por deterioro del valor de sus activos intangibles con vida útil definida, cuya amortización se realiza en el período de la concesión o conforme a los períodos estipulados por ANEEL por medio de la Resolución Normativa N.o 367/09.

17 . PROVEEDORES


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Suministro y transporte de energía eléctrica

Eletrobrás (energía eléctrica adquirida a Itaipú) 153.919 160.457 - - Furnas Centrais Elétricas, S.A. 19.071 18.417 - - CCEE 66.398 57.231 - - RTE conf. a la Resolución ANEEL N.o 387/09 24.871 45.264 - -

Otros generadores y distribuidores 452.572 331.896 - -

716.831 613.265 - -

Materiales y servicios 276.802 322.367 1.143 3.852

993.633 935.632 1.143 3.852

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CEM

IG

18 . IMPUESTOS, TASAS Y CONTRIBUCIONES ESPECIALES


A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010

Corriente Impuesto sobre beneficios 415.751 269.763 37.969 20.679 Contribución social 137.909 97.096 10.161 6.129 ICMS 303.038 314.067 18.091 18.100 Cofins 66.516 62.606 11.819 - Pasep 19.702 18.870 2.566 - INSS 19.154 18.730 1.621 1.667

Otros 50.854 25.973 959 999

1.012.924 807.105 83.186 47.574 Obligaciones diferidas

Impuesto sobre beneficios 33.496 46.074 - - Contribución social 13.646 17.897 - - Cofins 8.925 12.844 - -

Pasep 1.937 2.789 - -

58.004 79.604 - -

1.070.928 886.709 83.186 47.574

No corriente Impuesto sobre beneficios - 32.669 - - Contribución social - 11.761 - - Cofins 422.406 372.449 - - Pasep 91.706 80.861 - -

Otros 45.869 976 - -

559.981 498.716 Obligaciones diferidas

Impuesto sobre beneficios 166.524 162.251 - -

Contribución social 59.948 58.410 - -

226.472 220.661 - -

786.453 719.377 - -

Las obligaciones diferidas corrientes se refieren fundamentalmente a activos y pasivos relacionados con el Acuerdo General del Sector Eléctrico y otros asuntos regulatorios, y se devengan en el momento en que se cobran o pagan los importes correspondientes. Las obligaciones no corrientes por concepto de los impuestos Pasep y Cofins se refieren a las demandas judiciales que objetan la constitucionalidad de la inclusión del ICMS en la base imponible de dichos impuestos y reclaman la compensación de los importes retenidos en los últimos diez años. La Compañía y sus filiales Cemig GT y Cemig D obtuvieron una medida cautelar que les permite eximirse de realizar las retenciones y les autorizó a efectuar el correspondiente depósito judicial a partir de 2008. Las obligaciones diferidas no corrientes por concepto de impuesto sobre beneficios y contribución social se refieren al reconocimiento de instrumentos financieros (diferencias de cambio e instrumentos de cobertura) en función del criterio de caja, es decir, en el momento de su pago o de su rescate, además de la valoración de instrumentos financieros por su valor razonable conforme a las modificaciones introducidas en la Ley de Sociedades Anónimas, que se revertirán a medida que se vayan realizando.

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IG

19 . PRÉSTAMOS, FINANCIACIONES Y OBLIGACIONES SIMPLES (DEBENTURES)

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

FINANCIADORES Vencimiento del principal

Cargas financieras anuales (%)

Divisa Corriente No corriente Total Total

EN MONEDA EXTRANJERA ABN AMRO Bank – N. (2) 2013 6 US$ 22.247 42.355 64.602 67.658

Banco do Brasil: bonos diversos (1) 2024 Varias US$ 10.134 45.795 55.929 64.765

Tesoro de la Nación 2024 Libor + Spread US$ 3.895 17.417 21.312 24.687

Banco Interamericano de Desarrollo 2026 2,12 US$ 1.491 34.414 35.905 41.435

Otros Diversos Varias Varias 14.597 13.615 28.212 29.269

Deuda en moneda extranjera

52.364 153.596 205.960 227.814

EN MONEDA NACIONAL Banco do Brasil 2012 110,00 del CDI R$ 329.645 582.000 911.645 886.164

Banco do Brasil 2013 CDI + 1,70 R$ 34.310 69.305 103.615 105.695

Banco do Brasil 2013 107,60 del CDI R$ 5.646 126.000 131.646 128.046

Banco do Brasil 2014 104,10 del CDI R$ 54.199 1.200.000 1.254.199 1.220.998

Banco do Brasil (6) 2013 10,83 (*) R$ 21.675 600.000 621.675 605.773

Banco do Brasil (6) 2013 11,58 (**) R$ (2.909) (7.455) (10.364) (11.599)

Banco Itaú – BBA 2013 CDI + 1,70 R$ 91.597 182.227 273.824 291.358

Banco Votorantim 2010 113,50 del CDI R$ 56.032 - 56.032 54.417

Banco Votorantim 2013 CDI + 1,70 R$ 26.933 50.974 77.907 87.074

Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) 2026 TJLP+2,34 R$ 8.035 113.189 121.224 124.174

Banco Bradesco 2014 CDI + 1,70 R$ 116.070 227.848 343.918 337.057

Debentures (4) 2011 104,00 del CDI R$ 21.029 238.816 259.845 252.973

Debentures: Gobierno del Estado de Minas Gerais (4) (5) 2031 IGP-M R$ - 40.476 40.476 39.301

Debentures (4) 2014 IGP-M + 10,50 R$ 11.099 324.052 335.151 319.991

Debentures (4) 2017 IPCA + 7,96 R$ 28.631 459.212 487.843 478.989

Debentures (4) (6) 2012 CDI+ 0,90 (*) R$ 114.720 1.565.992 1.680.712 1.634.249

Debentures (4) (6) 2012 0,1051 (***) R$ (1.568) (475) (2.043) (2.539)

Debentures (4) (6) 2015 IPCA + 7,68 (*) R$ 62.771 1.169.907 1.232.678 1.211.037

Debentures (4) (6) 2015 0,042 (***) R$ (482) (1.643) (2.125) (2.163)

ELETROBRÁS 2013 FINEL + 7,50 al 8,50 R$ 12.513 27.111 39.624 42.574

ELETROBRÁS 2023 UFIR, RGR + 6,00 al

8,00 R$ 56.604 280.740 337.344 350.473

Banco Santander do Brasil 2013 CDI + 1,70 R$ 21.192 39.837 61.029 68.565

Unibanco 2013 CDI + 1,70 R$ 121.627 167.201 288.828 314.298

Unibanco 2013 CDI + 1,70 R$ 20.975 36.794 57.769 56.057

Bancos Itaú y Bradesco (3) 2015 CDI + 1,70 R$ 154.390 710.249 864.639 919.115

Debentures IV (4) 2015 TJLP + 4,00 R$ 5 18 23 24

Debentures V (4) 2014 CDI + 1,50 R$ 22.613 208.978 231.591 235.483

Debentures VI (4) 2011 115% del CDI R$ 79.076 - 79.076 76.583

Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES): FINEM 2019 TJLP R$ 24.830 104.211 129.041 134.052

CCB Bradesco 2017 CDI + 0,85 R$ 11.143 114.896 126.039 122.566

Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) 2033 TJLP + 2,40 R$ - 175.709 175.709 172.125

Debentures (4) 2013 IPCA R$ - 175.735 175.735 172.820

Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES): traspaso 2033 TJLP R$ - 213.867 213.867 177.578 Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES): principal subcrédito A/B/C/D 2022 Varias R$ 21.910 88.802 110.712 257.452

Caixa Econômica Federal (CEF) 2022 TJLP + 3,50 R$ 6.390 61.236 67.626 67.111



Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) 2018 Varias R$ 65.338 422.990 488.328 506.010

Sindicato de Bancos 2010 113 del CDI R$ - - - 332.449

Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) 2016 TJLP + 3,12 R$ 38 162.266 162.304 157.122


Debentures (4) 2012 TJLP R$ 16.565 31.963 48.528 32.721

Debentures (4) 2015 CDI+1,30 R$ 4.815 195.412 200.227 -

Debentures (4) 2015 IPCA+7,91 R$ 1.841 143.001 144.842 -



Otros 2025 Varias R$ 41.480 265.487 306.967 148.787

Deuda en moneda nacional

1.696.679 10.881.334 12.578.013 12.425.146

Total general consolidado

1.749.043 11.034.930 12.783.973 12.652.960

(1) Intereses: del 2% al 8% anual; libor semestral más spread del 0,81% al 0,88% anual; (2) Se contrataron “swaps” con cambio de tasa. Los tipos de interés sobre préstamos y financiaciones, considerando los swaps, son los siguientes: CDI + 1,50%

anual; (3) Se refiere a las “cuotas-parte senior” de los fondos de titulización de derechos de crédito (véase, al respecto, la nota 13); (4) Debentures (obligaciones simples) no convertibles en acciones, quirografarios, nominativos y representados mediante anotaciones en cuenta; (5) Contratos descontados a valor presente, conforme a las modificaciones introducidas por la Ley N.o 11.638/07 en la Ley de Sociedades Anónimas; (6) Contratos con tipos y precios ajustados de acuerdo con lo dispuesto en el Pronunciamiento CPC 08.

(*) Tipo de interés contractual (**) Tasa interna de retorno (incluye el coste de la transacción) (***) Tipo efectivo del coste de la transacción

La composición consolidada de los préstamos por divisas e índices de referencia, así como su

respectiva amortización, es la siguiente:

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CEM

IG

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 y años

posteriores Total

Divisa

Dólar EE.UU. 20.200 34.534 31.934 28.851 5.014 2.406 4.719 61.599 189.257

Euro 896 4.097 2.810 1.524 1.524 1.524 1.524 - 13.899

UMBNDES (**) 90 316 317 316 316 316 633 500 2.804

21.186 38.947 35.061 30.691 6.854 4.246 6.876 62.099 205.960

Índice de referencia Índice de Precios al Consumidor Amplio (IPCA) 80.883 12.053 115.032 493.783 433.640 599.020 306.141 - 2.040.552

Unidad Fiscal de Referencia (UFIR/RGR) 14.090 56.894 53.437 47.785 46.407 40.104 54.013 25.376 338.106 Certificados de Depósitos Interbancarios (CDI) 859.741 1.143.950 2.830.644 1.187.743 753.730 249.256 39.483 - 7.064.547

Índice Interno de Eletrobrás (FINEL) 3.128 12.512 12.513 11.470 - - - - 39.623

URTJ (*) 60.947 186.434 217.242 223.071 240.823 225.660 272.323 559.489 1.985.989 Índice General de Precios–Mercado (IGP-M) 13.523 5.698 5.771 5.773 329.783 4.603 2.615 47.802 415.568

UMBNDES (**) 2.582 9.763 10.312 10.916 11.480 11.960 8.096 115 65.224

Otros (IGP-DI, INPC) (***) 3.401 - 396 805 9.343 347 801 195 15.288

Sin índice de referencia 22.145 39 769 590.116 - 47 613.116

1.060.440 1.427.343 3.246.116 2.571.462 1.825.206 1.130.997 683.472 632.977 12.578.013

1.081.626 1.466.290 3.281.177 2.602.153 1.832.060 1.135.243 690.348 695.076 12.783.973

( * ) URTJ: Unidad de Referencia de Tipos de Interés ( ** ) UMBNDES: Unidad monetaria del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) ( *** ) IGP-DI: Índice General de Precios de Disponibilidad Interna

INPC: Índice Nacional de Precios al Consumidor

Las principales divisas e índices de referencia utilizados para la actualización de los saldos del epígrafe “Préstamos, financiaciones y obligaciones simples” han experimentado las variaciones

siguientes durante el tercer trimestre de 2010:

Divisa Variación en el

trimestre terminado el 30.09.2010

Variación acumulada en 2010

Indexadores Variación en el

trimestre terminado el A 30.09.2010

Variación acumulada en 2010

Dólar EE.UU. (5,96) (2,70) IGP-M 2,09 7,89 Euro 4,81 (7,85) FINEL 0,41 1,54 CDI 2,57 6,97 UMBNDES (5,39) (1,58)

El movimiento producido en este epígrafe durante el tercer trimestre de 2010 ha sido el siguiente:

Consolidado Saldo a 30 de junio de 2010 12.652.960 Adquisición de sociedades del Grupo: saldo inicial 21.722 Préstamos y financiaciones obtenidas 452.953 Ajustes monetarios y diferencias de cambio 13.175 Costes de transacciones financieras (1.939) Amortización de costes de transacciones financieras 2.192 Provisión para cargas financieras 295.000 Pagos por cargas financieras (97.799) Capitalización de cargas financieras 3 Descuento a valor presente (1.972)

Amortización de financiaciones (552.322)

Saldo a 30 de septiembre de 2010 12.783.973

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IG

Estipulaciones financieras (“covenants”) Cemig y las sociedades del Grupo tienen contratados préstamos y financiaciones que contienen estipulaciones relacionadas con el cumplimiento de ciertos ratios financieros (“covenants”), habituales en contratos de esta naturaleza, que restringen la capacidad de endeudamiento de la Compañía, cuyo cumplimiento es exigible cada seis meses, el 30 de junio y el 31 de diciembre de cada año. A 30 de junio de 2010 algunas de estas estipulaciones financieras habían sido incumplidas. La Compañía obtuvo el consentimiento (waiver) de los acreedores de que no exigirán el pago inmediato o anticipado de la deuda hasta el 30 de junio de 2011. Los contratos de financiación de Taesa y sus participadas contienen estipulaciones financieras relacionadas con el cumplimiento de ratios de cobertura del servicio de la deuda, las cuales se encontraban íntegramente satisfechas a 30 de septiembre de 2010. La sociedad de control conjunto Mesa tiene firmado un contrato de préstamo con el Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) y Banco da Amazônia, S.A., cuyas estipulaciones financieras que se encontraban íntegramente satisfechas a 30 de septiembre de 2010.

20 . CARGAS REGULATORIAS

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Aportes a la Reserva Global de Reversión (RGR) 43.730 32.823 Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) 53.179 49.612 Aportes a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 38.945 38.721 Préstamos compulsorios (Eletrobrás) 1.207 1.207 Tasa de fiscalización de los servicios de energía eléctrica (ANEEL) 3.742 3.912 Programa de Eficiencia Energética (PEE) 203.763 211.009 Programas de Investigación y Desarrollo (I+D) 214.839 205.451 Investigaciones para la expansión del sistema energético (EPE/MME) 2.794 2.252 Aportes al Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) 5.594 4.890 Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa) 3.285 3.187 Adicional del 0,30% (Ley N.o 12.111/09) 17.154 11.462

588.232 564.526

Pasivo corriente (exigible a corto plazo) 337.138 357.816 Pasivo no corriente (exigible a largo plazo) 251.094 206.710

21 . BENEFICIOS POST-EMPLEO Fondo de pensiones Forluz Cemig es promotora de Fundação Forluminas de Seguridade Social (“Forluz”), una entidad gestora de fondos de pensiones sin ánimo de lucro que tiene por finalidad garantizar a sus asegurados y dependientes pensiones de jubilación complementarias a las pensiones del sistema general de seguridad social (INSS) y prestaciones por riesgo, que se definen según el plan de previsión al que se acogen. Con fecha 31 de diciembre de 2004, se efectuó la separación contable de las obligaciones y de los activos afectos a los planes a cargo de Cemig y de las filiales Cemig GT y Cemig D conforme al número de empleados en plantilla de cada una de estas sociedades.

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Los planes de pensiones ofrecidos por Forluz a sus partícipes son los siguientes: Plan Mixto de Prestaciones (“Plan B”): Se trata de un plan mixto de pensiones de jubilación por tiempo de cotización (régimen de aportación definida) y de pensiones por riesgo en caso de enfermedad, invalidez o fallecimiento (régimen de prestación definida) de los partícipes activos. Las aportaciones mensuales a cargo de las sociedades promotoras y a cargo de los partícipes se realizan en la misma proporción contributiva, siendo el único plan abierto a nuevas adhesiones. Las sociedades promotoras realizan una aportación del 27,52% a la cobertura en régimen de prestación definida, la cual se utiliza para amortizar las obligaciones definidas por medio de cálculos actuariales. El 72,48% restante relacionado con la cobertura en régimen de aportación definida va destinado a las cuentas nominales de los partícipes y se reconoce en los resultados del ejercicio en función del criterio de caja, registrándose bajo el epígrafe “Gastos de personal”. Por esta razón, en la presente nota no se incluyen las obligaciones relacionadas con el pago de pensiones de jubilación en régimen de aportación definida por importe de R$2.767.140 a 31 de diciembre de 2009. Plan Diferido de Prestaciones Definidas (“Plan A”): Incluye a todos los partícipes activos y dependientes que optaron por desvincularse del antiguo Plan “BD” de Prestaciones Definidas, teniendo derecho a una prestación proporcional diferida. En el caso de los partícipes activos, los valores fueron diferidos teniendo en cuenta la fecha de retiro laboral. Plan de Prestaciones Definidas (“Plan BD”): Se trata del plan de prestaciones adoptado por Forluz hasta el año 1998, mediante el cual se complementan las pensiones garantizadas por el sistema general de seguridad social (INSS) con una prestación calculada sobre la base del promedio salarial de los últimos tres años de actividad laboral de los partícipes. En junio de 2007, la Dirección de Seguros y Fondos de Pensiones (SPC) aprobó la desvinculación de más del 80% de los partícipes de este plan y su adhesión a los planes A y B mencionados anteriormente. A 30 de septiembre de 2010, figuran adheridos a este plan tan sólo 51 partícipes. Adicionalmente, Cemig y sus filiales realizan aportaciones para cubrir parte de los costes relacionados con el pago de primas de seguro de vida a los empleados jubilados. Asimismo, realizan aportaciones a un plan de atención médica y un plan de atención dental para los partícipes activos y jubilados, así como para sus dependientes, los cuales también son gestionados por Forluz. Separación del plan de atención médica El 26 de agosto de 2008, el Consejo Resolutivo de Forluz, en cumplimiento de las determinaciones emanadas de la Dirección de Seguros y Fondos de Pensiones (SPC), acordó transferir la gestión del denominado “plan de salud integrado” (PSI) a otra entidad que se creará con esta finalidad. La decisión se ha tomado con base en el entendimiento de que no es posible mantener a los partícipes en el referido plan de salud sin que se encuentren simultáneamente acogidos a los planes de pensiones. A fin de proteger los intereses de sus partícipes, además de cumplir lo determinado por la Dirección de Seguros y Fondos de Pensiones, Forluz ha optado por realizar la separación de estas actividades, manteniendo bajo su gestión los actuales planes de salud dental y de pensiones. El proceso de separación del plan de atención médica finalizó en septiembre de 2010. Desde el 1 de octubre de 2010, el PSI

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se encuentra bajo la gestión de la entidad Cemig Saúde, manteniéndose todos los beneficios y coberturas existentes en la actualidad. Amortización de las obligaciones actuariales Una parte de las obligaciones relacionadas con el pago de beneficios post-empleo por importe de R$872.288 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$893.027 a 30 de junio de 2010) ha sido reconocida por Cemig y sus filiales y se amortizará hasta el mes de junio de 2024 en cuotas mensuales calculadas mediante el sistema de cuotas fijas (“Tabla Price”). Tras la suscripción del tercer addendum al contrato de Forluz, el saldo deudor pasó a actualizarse solamente de acuerdo con la variación del Índice de Precios al Consumidor Amplio (IPCA), calculado por el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE), más un interés del 6% anual. El pasivo y los gastos reconocidos por las sociedades promotoras relacionados con los planes de pensiones, los planes de atención médica y dental y el seguro de vida, se valoran con arreglo a lo establecido en la Resolución CVM N.º 371, de 13 de diciembre de 2000, y con base en un informe elaborado por actuarios independientes. Cabe destacar que la actualización de las obligaciones reconocidas conforme a lo mencionado en el párrafo anterior no ha producido efectos contables en los resultados de Cemig. Los importes reconocidos en el balance de situación a 31 de diciembre de 2009 se recogen en la presente nota. Fondo de pensiones Braslight La sociedad de control conjunto Light es promotora de Fundação de Seguridade Social

Braslight, una entidad gestora de fondos de pensiones sin ánimo de lucro cuya finalidad es garantizar pensiones de jubilación complementarias a las pensiones del sistema general de seguridad social (INSS) y prestaciones por riesgo a sus asegurados y dependientes. Braslight fue creada en abril de 1974 y ofrece tres planes de pensiones distintos – A, B y C – implementados en los años 1975, 1984 y 1998, respectivamente, siendo que un 96% de los partícipes activos de los planes A y B se acoge en la actualidad al plan C. Los planes A y B son planes en régimen de prestación definida. Por su parte, el plan C es un plan de modalidad mixta: las prestaciones de jubilación derivan de un sistema de aportaciones definidas, sin ninguna vinculación con el sistema general de seguridad social (INSS), mientras que las prestaciones por riesgo (auxilio-enfermedad y pensiones por invalidez o muerte del partícipe activo), así como de renta vitalicia, se basan en un sistema de prestaciones definidas. Con fecha 2 de octubre de 2001, la Dirección de Seguros y Fondos de Pensiones (SPC) aprobó los términos de un contrato firmado al objeto de minorar el déficit técnico y refinanciar las reservas a amortizar de los planes de pensión de Braslight. El déficit técnico se viene amortizando desde el mes de julio de 2001 por medio de 300 cuotas mensuales, que se actualizan de acuerdo con la variación del índice de precios IGP-DI más un interés del 6% anual, ascendiendo el saldo registrado a R$963.108 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$971.749 a 30 de junio de 2010). La Compañía consolida el 25,53% de este importe por el método de consolidación proporcional.

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El movimiento habido en el pasivo neto del balance de situación durante el tercer trimestre de 2010 ha sido el siguiente:

Consolidado Pensiones de jubilación y prestaciones por riesgo

Plan de atención médica

Plan de atención

dental

Seguro de vida

Total FORLUZ BRASLIGHT

Pasivo neto a 30 de junio de 2010 234.063 248.112 387.052 21.060 485.011 1.375.298

Gasto reconocido en los resultados 6.681 3.734 17.657 1.045 11.383 40.500

Aportaciones (34.119) (5.940) (13.494) (191) (2.587) (56.331)

Pasivo neto a 30 de septiembre de 2010 206.625 245.906 391.215 21.914 493.807 1.359.467

Pasivo corriente (exigible a corto plazo) 76.528 23.909 - - - 100.437

Pasivo no corriente (exigible a largo plazo) 130.097 221.997 391.215 21.914 493.807 1.259.030

Sociedad Matriz Pensiones de jubilación y prestaciones por riesgo

Plan de atención médica

Plan de atención

dental

Seguro de vida

Total

FORLUZ

Pasivo neto a 30 de junio de 2010 11.309 20.113 1.092 21.208 53.722

Gasto reconocido en los resultados 505 1.764 89 778 3.136

Aportaciones (1.691) (718) (10) (134) (2.553)

Pasivo neto a 30 de septiembre de 2010 10.123 21.159 1.171 21.852 54.305

Pasivo corriente (exigible a corto plazo) 3.810 - - - 3.810

Pasivo no corriente (exigible a largo plazo) 6.313 21.159 1.171 21.852 50.495

Los importes reconocidos en el Pasivo exigible a corto plazo se refieren a las aportaciones que Cemig deberá efectuar en los próximos doce meses con el fin de amortizar las obligaciones actuariales.

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22 . PROVISIONES PARA LITIGIOS Y OTRAS CONTINGENCIAS Cemig y las sociedades del Grupo están involucradas en procesos judiciales y administrativos actualmente en trámite ante varias cortes y órganos gubernamentales que tienen por objeto demandas fiscales y laborales, además de reclamos civiles y otras causas. La Compañía considera que su actuación ha sido ajustada a derecho y se sustenta en interpretaciones razonables de la normativa aplicable, por lo que se han interpuesto los oportunos recursos en defensa de sus intereses. No obstante, dada la incertidumbre generada por la materialización de los riesgos existentes, Cemig tiene dotadas provisiones que se consideran adecuadas para cubrir dichos riesgos. Causas en las que la Compañía es acreedora y con éxito probable Impuestos Pasep y Cofins: ampliación de la base imponible La Sociedad Matriz ha presentado una reclamación judicial en relación con la Ley N.° 9718, de 27 de noviembre de 1998, la cual amplió la base imponible sobre la que se calcula la retención de los impuestos Pasep y Cofins aplicables a los ingresos financieros y otros ingresos no operativos durante el período de 1999 a enero de 2004. La Compañía ha logrado una sentencia favorable dictada en primera instancia judicial y, de obtener una resolución ejecutoriada a su favor en última instancia, el importe a recuperar, una vez deducido el impuesto sobre beneficios y la contribución social, asciende a R$183.817 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$181.668 a 30 de junio de 2010). Cabe resaltar que el Supremo Tribunal Federal (STF) ya ha fallado a favor de los contribuyentes en juicios similares. Causas en las que la Compañía es deudora Cemig, incluyendo las sociedades de su Grupo, es parte en varios litigios de cuyo resultado no se espera un impacto sustancial adverso en su posición financiera consolidada o en el resultado de sus operaciones. La Compañía ha dotado provisiones por contingencias legales para aquellos casos en los que su pérdida es probable y su importe puede estimarse razonablemente.

Consolidado

Saldo a

30.06.2010 Adiciones

(reversión) Bajas Saldo

Depósitos judicicales

Saldo neto a 30.09.2010

Laborales Diversos 123.510 3.822 (12.246) 115.086 (13.091) 101.995 Civiles Daños personales 21.818 154 (1.879) 20.093 - 20.093 Aumento de tarifas 125.303 2.478 (99.768) 28.013 (16.324) 11.689 Daños medioambientales 5.669 - (172) 5.497 - 5.497 Otras contingencias civiles 154.696 6.960 (48.183) 113.473 (28.935) 84.538 Fiscales Finsocial 21.635 98 - 21.733 (21.733) - PIS/Cofins 3.450 1.338 - 4.788 - 4.788 ICMS 57.672 1.519 (25.702) 33.489 (10.302) 23.187 Impuestos y contribuciones: suspensión de la exigibilidad 185 - - 185 - 185 INSS 17.027 215 - 17.242 - 17.242 Otras contingencias fiscales 5.294 10.266 - 15.560 (518) 15.042 Regulatorias Sanciones administrativas aplicadas por ANEEL 85.184 592 (929) 84.847 (6.072) 78.775

Total 621.443 27.442 (188.879) 460.006 (96.975) 363.031

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Sociedad Matriz

Saldo a

30.06.2010 Adiciones

(reversión) Bajas Saldo

Depósitos judicicales

Saldo neto a 30.09.2010

Laborales Diversos 72.559 - (11.590) 60.969 (8.944) 52.025 Civiles Daños personales 17.536 - (1.879) 15.657 - 15.657 Aumento de tarifas 20.552 - (4.228) 16.324 (16.324) - Otras contingencias civiles 84.943 - (42.753) 42.190 (21.909) 20.281 Fiscales Finsocial 21.635 98 - 21.733 (21.733) - INSS 1.183 22 - 1.205 - 1.205 Otras contingencias fiscales 2.943 10.121 - 13.064 (518) 12.546 Regulatorias Sanciones administrativas aplicadas por ANEEL 25.741 455 - 26.196 (6.072) 20.124

Total 247.092 10.696 (60.450) 197.338 (75.500) 121.838

A continuación, se recoge un resumen de cada una de las provisiones dotadas para aquellos casos en los que la pérdida es probable. (a) Reclamaciones laborales Las reclamaciones laborales se refieren fundamentalmente al pago de horas extraordinarias y de suplementos salariales por riesgo de peligrosidad, además de daños morales y materiales.

(b) Reclamaciones civiles: aumento tarifario

Varios consumidores industriales reclaman judicialmente la devolución de los importes abonados en función del ajuste tarifario aplicado en el año 1986 durante el plan de estabilización económica denominado “Plan Cruzado”, que se llevó a cabo por el Gobierno Federal, bajo el alegato de que el aumento violó el control de precios en vigor durante el referido plan. La totalidad de estas reclamaciones asciende a R$80.248. La provisión dotada por la Compañía para hacer frente a estas demandas asciende a R$28.013 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$49.162 a 30 de junio de 2010), la cual se ha estimado con base en las cuantías que han sido objeto de las demandas, así como en los recientes fallos judiciales sobre la materia.

En mayo de 2010, la Compañía alcanzó un acuerdo con un consumidor industrial que puso fin al juicio presentado por dicho consumidor para reclamar la restitución de importes pagados indebidamente a raíz del ajuste tarifario determinado por el Acto Administrativo N.º 45/86, expedido por DNAEE en el año 1986, cuando regía un congelamiento de precios decretado en el marco del Plan Cruzado. Por medio de este acuerdo, el gasto de la Compañía se ha fijado en R$177.592, siendo que el importe de R$92.592 se compensará a través de facturas vencidas, mientras que el importe de R$85.000 se irá liquidando por medio de compensaciones que se efectuarán a través de las facturas a vencer de suministro eléctrico y por el uso del sistema de distribución eléctrica. Dicho monto incluye los honorarios de abogados y demás costas procesales y no devengará ajustes o actualizaciones. El importe de R$177.592 ha sido íntegramente reconocido en los resultados del período. Como consecuencia del mencionado acuerdo, los valores provisionados y aún no compensados a través de las facturas de electricidad por importe total de R$76.141 se presentan como cuentas por pagar y se recogen bajo el epígrafe “Otros pasivos no corrientes”.

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(c) Impuesto a la Circulación de Mercaderías y Servicios (ICMS)

Desde el ejercicio 1999, la sociedad de control conjunto Light ha sido objeto de varias inspecciones llevadas a cabo por los organismos fiscales del Estado de Rio de Janeiro con respecto al cobro del impuesto ICMS. Las actas de infracción extendidas hasta el momento han sido objetadas ante órganos administrativos y jurisdiccionales. En opinión de los asesores legales de la sociedad, solamente una porción de la cuantía relacionada con esta causa supone un riesgo de pérdida probable. La provisión dotada para cubrir esta contingencia, según su mejor estimación, asciende a R$25.113 a 30 de septiembre de 2010.

(d) Impuestos y contribuciones: suspensión de la exigibilidad

La Compañía tiene dotada una provisión por importe de R$86.437 a 30 de septiembre de 2010, como consecuencia de haber deducido de la base imponible del impuesto sobre beneficios los pagos efectuados desde el año 1998 por concepto de contribución social. Con fecha 17 de abril de 1998, el Octavo Juzgado Federal en lo Civil y Comercial dictó una medida cautelar a favor de la Compañía, por la que se le reconoció el derecho a no abonar el mencionado tributo, pero dicha medida cautelar fue anulada en abril de 2010. En consecuencia, con fecha 21 de mayo de 2010 Cemig efectuó un pago por importe de R$91.487. La Compañía apelará la decisión.

(e) Aportaciones al sistema general de seguridad social (INSS) En diciembre de 1999, el Instituto Nacional de Seguridad Social (INSS) extendió actas de infracción por las que sancionó a la sociedad de control conjunto Light por irregularidades en las retenciones practicadas a contratistas por los servicios prestados y a los empleados en virtud de los pagos en concepto de participación en beneficios.

Light objeta la legalidad de la Ley N.° 7787/89, por la que se aumentaron las retenciones aplicables a la nómina de pago por concepto de aportaciones al sistema general de seguridad social (INSS), una vez que considera que dicha ley también modificó la base de cálculo de las aportaciones en el período entre julio y septiembre de 1989. La sociedad ha logrado una tutela anticipada que le permite compensar las aportaciones que le corresponde realizar, pero estima que el riesgo de pérdida es probable con respecto a esta cuestión. A 30 de septiembre de 2010, la provisión dotada para cubrir esta contingencia, según su mejor estimación, asciende a R$16.035 (frente a R$15.844 a 30 de junio de 2010).

(f) Sanciones administrativas aplicadas por ANEEL Con fecha 9 de enero de 2007, ANEEL notificó a la filial Cemig D por presuntas incorrecciones en los criterios adoptados para clasificar a ciertos consumidores en el rango de “bajos ingresos”, así como en el cálculo de las diferencias por importe de R$143.000 que la compañía estatal Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras, S.A. debió reintegrar a Cemig D en concepto de subvenciones. A 30 de septiembre de 2010, la Compañía tiene dotada una provisión por importe actualizado de R$53.582 para cubrir esta contingencia, de acuerdo con su mejor estimación.

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(g) Otras contingencias Se refiere fundamentalmente a reclamaciones civiles de personas que sufrieron daños por accidentes ocasionados como consecuencia de las actividades de la Compañía, o bien debido a la interrupción del suministro eléctrico. La provisión dotada por este concepto a 30 de septiembre de 2010 representa la pérdida potencial en relación con dichas reclamaciones.

Entre estas reclamaciones, cabe destacar la acción indemnizatoria presentada debido a un incendio en pastos de una propiedad rural, el cual se produjo a consecuencia del rompimiento de un cable de energía eléctrica. A 30 de septiembre de 2010, la provisión dotada para cubrir esta contingencia asciende a R$13.714, según la mejor estimación de la Compañía. (h) Contingencias con riesgo de pérdida posible o remoto

Cemig y las sociedades del Grupo son parte en diversos litigios que se encuentran actualmente en trámite ante órganos jurisdiccionales y arbitrales, respecto a los cuales se considera que el riesgo de una decisión contraria a sus intereses es posible o remoto. A continuación se describen las contingencias más significativas.

(I) Devengo del impuesto sobre beneficios y contribución social sobre beneficios post-empleo

El 11 de octubre de 2001, la Administración Federal de Impuestos (SRF) extendió actas de infracción por las que sancionó a Cemig por el importe actualizado de R$337.003 a 30 de septiembre de 2010, debido a que la Compañía utilizó créditos fiscales con la finalidad de reducir el importe a pagar por concepto de impuesto sobre beneficios en los ejercicios 1997, 1998 y 1999. Las declaraciones de impuesto sobre beneficios fueron rectificadas como consecuencia de modificaciones en el método de contabilización de beneficios post-empleo. Las obligaciones adicionales derivadas de dichas modificaciones fueron reconocidas en las declaraciones anuales rectificadas, dando origen a una pérdida fiscal y a una base imponible negativa de contribución social.

Cemig presentó un recurso de apelación por las multas impuestas ante el Consejo de Contribuyentes del Ministerio de Hacienda. De ello resultaron decisiones favorables a la Compañía relativas a los ejercicios 1997 y 1998, y una en su contra relativa al ejercicio 1999, suponiendo una disminución por el valor histórico de R$26.631 en la pérdida fiscal/base imponible negativa, el cual se encuentra registrado bajo el epígrafe “Créditos fiscales”. Los créditos fiscales no han sido reducidos puesto que, en opinión de los asesores legales de la Compañía, los procedimientos jurídicos adoptados para la recuperación de dichos créditos se encuentran ajustados a derecho y, por tanto, se considera que el riesgo de pérdida es remoto. En consecuencia, no se ha registrado provisión alguna por este concepto.

Los créditos fiscales que se mencionan anteriormente han sido utilizados por Cemig en la compensación de impuestos federales pagados en los ejercicios 2002 y 2003, pero la Administración Federal de Impuestos ha rechazado la referida compensación, por lo que la Compañía podría sufrir una penalidad adicional por importe de R$306.619 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$303.435 a 30 de junio de 2010). Sin embargo, Cemig tiene entendido que la resolución del Consejo de Contribuyentes deja sin efecto el acto de la Administración Federal de Impuestos. En opinión de sus asesores legales, la actuación de la Compañía en relación con esta contingencia ha sido conforme a derecho y, por tanto, se considera que el riesgo de pérdida es remoto. En consecuencia, no se ha registrado provisión alguna por este concepto.

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(II) Impuesto sobre sucesiones y donaciones (ITCD, por sus siglas en portugués)

El Estado de Minas Gerais ha demandado a la Compañía por incumplimiento del pago del impuesto sobre sucesiones y donaciones por importe de R$210.480 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$204.485 a 30 de junio de 2010). En opinión de sus asesores legales, la actuación de la Compañía en relación con esta contingencia ha sido conforme a derecho y, por tanto, se considera que el riesgo de pérdida es remoto. En consecuencia, no se ha registrado provisión alguna por este concepto. (III) Actos del organismo regulador

ANEEL dio inicio a un procedimiento administrativo contra Cemig bajo el alegato de que la Compañía tenía deudas ante el Gobierno Federal por importe de R$945.067 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$1.240.698 a 30 de junio de 2010), como consecuencia de un presunto error en el cálculo de los créditos provenientes de la cuenta CRC, los cuales fueron previamente utilizados para reducir los importes adeudados. El 31 de octubre de 2002 ANEEL expidió una decisión administrativa final contra la Compañía, y el 9 de enero de 2004 el Tesoro de la Nación emitió la respectiva notificación de cobro. La Compañía no ha efectuado el pago ni tampoco ha dotado provisión alguna por este concepto puesto que, en opinión de sus asesores legales, su actuación ha sido ajustada a derecho, aunque considera que el riesgo de pérdida es posible.

(IV) Obligaciones fiscales y de seguridad social: pago de indemnizaciones correspondientes a bonificaciones por tiempo de servicios y participación en beneficios

Durante el ejercicio 2006, Cemig y sus filiales Cemig GT y Cemig D pagaron a sus empleados indemnizaciones por importe total de R$177.685 a cambio del derecho futuro de incorporación a los sueldos del porcentaje anual del 1% por concepto de bonificaciones por tiempo de servicios (el denominado “anuenio”). La Compañía y sus filiales no efectuaron las retenciones por concepto de impuesto sobre la renta y de aportación obligatoria al sistema general de seguridad social (INSS) por considerar que dichas obligaciones no recaen sobre retribuciones indemnizatorias. No obstante, con el objeto de no incurrir en eventuales sanciones en virtud de una interpretación discrepante de la ley por parte de la Administración Federal de Impuestos (SRF) y del Instituto Nacional de Seguridad Social (INSS), Cemig y sus filiales interpusieron recursos de amparo constitucional que les han permitido efectuar un depósito judicial por importe de R$172.192 para hacer frente a eventuales resarcimientos que pudiesen derivar del hecho de no haberse practicado las mencionadas retenciones. El importe del referido depósito judicial se recoge bajo el epígrafe “Depósitos judiciales” (véase al respecto la nota 12 anterior). La Compañía y sus filiales no han dotado provisiones para cubrir esta contingencia puesto que, en opinión de sus asesores legales, han actuado conforme a derecho, aunque consideran que el riesgo de pérdida es posible.

En septiembre de 2006, el Instituto Nacional de Seguridad Social (INSS) extendió un acta de infracción por la que sancionó a Cemig por importe de R$128.011 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$125.594 a 30 de junio de 2010), debido a que la Compañía no efectuó las retenciones relativas al sistema general de seguridad social sobre los pagos efectuados a los empleados por concepto de participación en beneficios entre los años 2000 y 2004. La Compañía interpuso el oportuno recurso de apelación contra la decisión, pero no ha dotado provisión alguna por este concepto puesto que, en opinión de sus asesores legales, ha actuado conforme a derecho, aunque considera que el riesgo de pérdida es posible.

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(V) Impuesto a la Circulación de Mercaderías y Servicios (ICMS)

Desde el año 2002, Cemig recibe subvenciones de la compañía estatal Eletrobrás – Centrais

Elétricas Brasileiras, S.A. debido al descuento aplicado a las tarifas de los consumidores de bajos ingresos. La Secretaría de Hacienda del Estado de Minas Gerais extendió un acta de infracción contra la Compañía relativa al período del 2002 al 2005 por considerar que dichas subvenciones deben incluirse en la base imponible del ICMS. Las pérdidas potenciales se han estimado en R$128.328 a 30 de septiembre de 2010, cifra que no incluye los valores por este concepto que podrán ser objetados en el futuro. En lo que respecta al ICMS, la Compañía se acogió al “programa especial de créditos fiscales”, instituido por el Gobierno del Estado de Minas Gerais por medio del Decreto N.º 45.358, de 4 de mayo de 2010. En consecuencia, se ha dotado una provisión por importe de R$25.702 a 30 de septiembre de 2010.

La Secretaría de Hacienda del Estado de Minas Gerais extendió actas de infracción contra Cemig en la condición de deudora solidaria por importe de R$49.748 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$48.689 a 30 de junio de 2010), debido a que la Compañía no practicó las retenciones por concepto de ICMS sobre las operaciones de venta de excedentes de potencia realizadas por consumidores industriales durante el plan de racionamiento eléctrico. En el caso de que se vea obligada a abonar este importe, la Compañía podrá reclamar su resarcimiento por parte de estos consumidores. La Compañía considera que el riesgo de pérdida es posible.

(VI) Contingencia regulatoria: CCEE

Desde agosto de 2002, la sociedad AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia, S.A. objeta en el ámbito judicial los criterios de contabilización de las operaciones de venta de energía eléctrica en el mercado mayorista durante el plan de racionamiento eléctrico. En febrero de 2006, la sociedad obtuvo una medida cautelar favorable a sus pretensiones, por la que se determinó que la CCEE procediese a la revisión de la contabilización y liquidación financiera de las operaciones de compraventa de electricidad durante el referido plan, dejando sin efecto el Despacho N.º 288/02 de ANEEL. La medida cautelar, con efectos a partir de noviembre de 2008, supondría un desembolso adicional para Cemig referente a gastos por compras de energía eléctrica en el mercado a corto plazo por importe aproximado de R$106.364 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$103.718 a 30 de junio de 2010). Pero con fecha 9 de noviembre de 2008, la Compañía obtuvo una medida cautelar ante el Tribunal Regional Federal que le eximió de efectuar el correspondiente depósito como consecuencia de la liquidación financiera especial realizada por la CCEE. La Compañía no ha dotado provisión alguna por este concepto puesto que, en opinión de sus asesores legales, ha actuado conforme a derecho, aunque considera que el riesgo de pérdida es posible.

(VII) Reclamaciones medioambientales

Una asociación de defensa del medio ambiente presentó una acción civil pública por la que reclama el pago de indemnizaciones por la Compañía por presuntos daños ambientales colectivos derivados de la construcción y operación de la central hidroeléctrica de Nova Ponte. El importe de las indemnizaciones reclamadas asciende a R$1.196.469 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$1.173.390 a 30 de junio de 2010). La Compañía no ha dotado provisión alguna por este concepto puesto que, en opinión de sus asesores legales, ha actuado conforme a derecho, aunque considera que el riesgo de pérdida es posible.

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(VIII) Reclamaciones civiles: consumidores

Varios consumidores y el fiscal público del Estado de Minas Gerais presentaron acciones civiles contra Cemig por las que objetan la legalidad de los ajustes tarifarios aplicados en ejercicios anteriores, incluyendo las subvenciones concedidas a los consumidores de bajos ingresos, la recomposición tarifaria extraordinaria y el índice de inflación aplicado a la tarifa de energía eléctrica en abril de 2003. Los demandantes reclaman el reintegro de los valores cobrados supuestamente de manera errónea. El importe relacionado con esta contingencia asciende a R$1.766.904 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$1.734.469 a 30 de junio de 2010). De acuerdo con las expectativas de los asesores legales de la Compañía, en agosto de 2010 la demanda fue desestimada por la justicia.

Cemig es parte demandada en juicios que tienen por objeto los criterios utilizados para calcular la contribución al alumbrado público por importe total de R$1.031.678 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$981.776 a 30 de junio de 2010). La Compañía no ha dotado provisión alguna por este concepto puesto que, en opinión de sus asesores legales, ha actuado conforme a derecho, aunque considera que el riesgo de pérdida es posible.

Una acción popular contra el acuerdo celebrado entre Cemig y el Ministerio Público reclama la devolución a las arcas públicas de los pagos efectuados a los prestadores de servicios de la Compañía encargados de ejecutar las obras del programa “Luz para Todos”. El importe de la devolución reclamada asciende a R$1.852.648 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$1.792.530 a 30 de junio de 2010). La Compañía no ha dotado provisión alguna por este concepto puesto que, en opinión de sus asesores legales, ha actuado conforme a derecho, aunque considera que el riesgo de pérdida es posible.

(IX) Impuestos PIS y Cofins La sociedad de control conjunto Light interpuso dos recursos jurisdiccionales por los que cuestiona las modificaciones introducidas por la Ley N.° 9718/98 en el cobro de los impuestos PIS y Cofins.

Mediante uno de los recursos, Light objetó las modificaciones impuestas por la referida ley en cuanto a: (i) la ampliación de la base imponible de los referidos tributos; y (ii) el aumento del tipo del impuesto Cofins del 2% al 3%. En lo que respecta a la ampliación de la base imponible de los impuestos PIS y Cofins, el Superior Tribunal Federal (STF) dictó una resolución final ejecutoriada que declara ser inconstitucional lo dispuesto en el artículo tercero, párrafo primero, de la Ley N.° 9718/98. Con base en la decisión proferida por el Superior Tribunal Federal, Light efectuó en el tercer trimestre de 2008 la reversión de la provisión dotada por importe de R$108.090 con cargo al epígrafe “Gastos financieros”. Mediante el segundo recurso, Light planteaba la decadencia del derecho de cobro de los importes demandados por la Administración Federal de Impuestos (SRF), conforme a notificación de fecha 31 de enero de 2007, debido a que dicho órgano no lanzó el correspondiente crédito fiscal dentro del plazo legal. El Tribunal Regional Federal confirmó una medida cautelar que dispuso la suspensión del cobro. Aún no se ha dictado una decisión de fondo en primera instancia. En opinión de los asesores legales de la sociedad, el riesgo de pérdida en relación con esta contingencia es posible. Light ha optado por incluir esta demanda

en el programa de pago en cuotas de deudas tributarias de empresas instituido por la Ley N.º 11.941/09.

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(X) Impuesto municipal sobre servicios de cualquier naturaleza (ISSQN, por sus siglas en portugués) La Alcaldía Municipal de Belo Horizonte ha demandado a Cemig por importe de R$24.525 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$44.433 a 30 de junio de 2010), en función de los criterios de aplicación del impuesto ISSQN sobre los servicios ejecutados por la Compañía. En opinión de sus asesores legales, la actuación de la Compañía en relación con esta contingencia ha sido conforme a derecho y, por tanto, se considera que el riesgo de pérdida es remoto. En consecuencia, no se ha registrado provisión alguna por este concepto.

(XI) Nulidad del acuerdo de RME

Una acción popular reclama la nulidad de la operación de adquisición de las empresas que integran el Grupo Light por Cemig a través de la sociedad RME, con la consecuente nulidad de todas las transacciones efectuadas con posterioridad a dicha adquisición. El importe relacionado con esta contingencia se ha estimado en R$2.576.689 a 30 de septiembre de 2010. En opinión de sus asesores legales, la actuación de la Compañía ha sido conforme a derecho y, por tanto, se considera que el riesgo de pérdida es remoto. En consecuencia, no se ha registrado provisión alguna por este concepto.

Más allá de las contingencias mencionadas en este apartado, Cemig y las sociedades del Grupo están involucradas, ya sea como partes demandantes o demandadas, en otros litigios de menor relieve que se relacionan con el desarrollo normal de sus operaciones. En opinión de los asesores legales de Cemig, los procedimientos jurídicos que se han adoptado en relación con estas contingencias se encuentran ajustados a derecho, por lo que no se esperan pérdidas significativas que pudieran afectar la situación económico-financiera o el resultado consolidado de las operaciones de la Compañía.

23 . PATRIMONIO NETO Aprobación del aumento del capital social de la Compañía por la Junta General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas celebrada el día 29 de abril de 2010 La Junta General del 29 de abril de 2010 aprobó el aumento del capital social de la Compañía, actualmente fijado en R$3.101.884 hasta la cifra de R$3.412.073, mediante la emisión de nuevas acciones, capitalizándose el importe de R$294.940 con cargo a reservas voluntarias (reserva de beneficios retenidos), y el importe de R$15.248 con cargo a reservas de capital, reconociendo a los accionistas el derecho de asignación gratuita de las nuevas acciones, de la misma clase y serie que las actualmente en circulación y R$5,00 de valor nominal cada una, en una proporción equivalente al 10% del capital social actual. A 30 de septiembre de 2010, el capital social de la Compañía está representado por 298.269.668 acciones ordinarias y 384.144.914 acciones preferentes, de R$5,00 de valor nominal cada una. Modificación de posiciones accionariales En 1997 el Gobierno del Estado de Minas Gerais realizó la venta del 32,96% de las acciones ordinarias de la Compañía a un grupo de inversores liderados por la sociedad Southern Electric

Brasil Participações, Ltda..

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Con fecha 16 de junio de 2010, Cemig recibió una carta comunicando el cierre de una operación de venta de la participación accionarial que posee Southern Electric Brasil

Participações, Ltda. en el capital social de la Compañía a AGC Energia, S.A., sociedad anónima no cotizada en bolsa, controlada por la sociedad Andrade Gutierrez Concessões, S.A.. La aludida operación de venta de valores se llevó a cabo de acuerdo con lo previsto en el contrato de compraventa de acciones celebrado el 12 de noviembre de 2009 entre Southern

Electric Brasil Participações, Ltda. y AGC Energia, S.A., actuando como interviniente Andrade

Gutierrez Concessões, S.A., y comprende la totalidad de la participación ostentada por Southern Electric Brasil Participações, Ltda. en Cemig, es decir, 98.321.592 acciones ordinarias, emitidas por la Compañía, representativas del 32,96% del capital social con derecho a voto y del 14,41% del capital social total. La operación no implicó cambio de control accionarial ni modificó la estructura de la administración de Cemig. Ajustes relativos a ejercicios anteriores Con el objetivo de armonizar los principios y criterios contables entre las sociedades que integran el Grupo Cemig, la Compañía ha realizado un ajuste directamente en el Patrimonio neto por importe de R$34.861, relativo a ingresos de ejercicios anteriores reconocidos por la filial Cemig Trading, S.A. en el presente ejercicio, provenientes de un contrato de intermediación de energía.

24 . VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA La composición de las ventas de energía eléctrica por sector de consumo se desglosa a continuación.

(Información no revisada por los auditores externos)

Nº de consumidores ( * ) MWh ( * ) R$

A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Residencial 9.470.694 9.267.800 7.343.299 7.258.610 3.547.737 3.374.600

Industrial 87.210 87.086 18.149.884 16.751.048 2.959.010 2.771.419

Comercial, servicios y otros 880.546 867.675 4.558.053 4.553.494 2.011.813 1.984.772

Rural 524.819 465.213 1.859.940 1.654.615 476.010 407.373

Administraciones públicas 68.747 65.971 789.045 781.589 342.984 335.310

Alumbrado público 3.702 3.323 907.086 920.208 231.676 227.293

Servicio público 9.853 9.752 1.009.757 995.127 296.769 286.497

Subtotal 11.045.571 10.766.820 34.617.064 32.914.691 9.865.999 9.387.264 Consumo propio 1.183 1.164 39.552 38.291 - - Subvenciones a consumidores de bajos ingresos (1) - - - - 99.486 110.896

Consumo eléctrico no facturado, neto - - - - (29.056) (62.740)

11.046.754 10.767.984 34.656.616 32.952.982 9.936.429 9.435.420 Ventas de energía eléctrica a otros distribuidores en el mercado regulado (**) 90 86 10.098.398 9.737.282 1.093.238 1.106.045 Transacciones de energía en el ámbito de la CCEE - - 3.971.052 2.009.456 106.054 121.215 Ventas en el ámbito del Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa) - - 39.400 - 10.811 - Efectos de la revisión tarifaria final (2) - - - - 71.302 (137.458) Cargos adicionales (Ley N.o 12.111/09) - - - - 3.113 -

Total 11.046.844 10.768.070 48.765.466 44.699.720 11.220.947 10.525.222

Las cifras de consumidores incluyen el 100% de los consumidores de Light. Por su parte, las cifras de MWh incluye el total de MWh vendidos por Light, en proporción a la

participación de la Compañía. (**) Incluye los contratos de comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado (CCEAR) y contratos bilaterales firmados con otros sujetos del sector eléctrico.

(1) Ingresos reconocidos en virtud de las subvenciones recibidas de Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras, S.A. debido al descuento aplicado a las tarifas de consumidores clasificados en el rango de bajos ingresos. Los importes son homologados por ANEEL y reembolsados por Eletrobrás.

(2) Importe reconocido en virtud de la homologación del resultado final de la segunda revisión tarifaria de la filial Cemig D, llevada a cabo en marzo de 2009. El importe de R$71.302 se refiere al pasivo regulatorio amortizado durante al período de enero a marzo de 2010. Para más información, véase la nota 32.

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25 . INGRESOS POR EL USO DE REDES: CONSUMIDORES LIBRES

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.09.2009

Peaje por el uso de la red de distribución (TUSD) 1.115.336 845.477

Ingresos por el uso de la red de transmisión 874.066 521.393

Ingresos procedentes del uso del sistema de conexión 77.101 97.395

Revisión de la tarifa de la actividad de transmisión (64.586) 136.657

2.001.917 1.600.922

Los ingresos por el uso de la red de transmisión provienen del peaje que deben pagar los generadores y distribuidores de energía eléctrica – además de los consumidores no regulados conectados en alta tensión – por el uso de las instalaciones de la red de transmisión de la Compañía, asociada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). El peaje es determinado por ANEEL por medio de resolución. La energía eléctrica entregada al SIN se registra cuando se produce el suministro y se factura mensualmente, de acuerdo con los reembolsos establecidos en los contratos de concesión. Algunos de estos contratos disponen que los ingresos a percibir en los últimos quince años deban ser un 50% inferior a los reembolsos en los primeros quince años de la concesión. La Compañía reconoce los ingresos provenientes de las concesiones conforme a lo establecido en los contratos.

26 . OTROS INGRESOS DE EXPLOTACIÓN


A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Suministro de gas 291.611 234.063 - -

Tarifas por servicios 12.368 12.887 - -

Servicios de telecomunicaciones 93.053 90.076 - -

Servicios prestados 53.937 41.178 10 -

Alquileres y arriendos 46.804 50.035 328 267

Otros 614 10.481 - -

498.387 438.720 338 267

27 . DEDUCCIONES DE LOS INGRESOS BRUTOS

Consolidado

A 30.09.2010 A 30.09.2009 (reclasificado)

Impuestos sobre los ingresos ICMS 2.326.801 2.226.919 Cofins 1.019.325 911.516 PIS-Pasep 218.630 185.907 Otros 3.697 2.705

3.568.453 3.327.047 Cargas regulatorias Aportes a la Reserva Global de Reversión (RGR) 142.477 141.911 Programa de Eficiencia Energética (PEE) 32.917 28.854 Aportes a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 344.919 300.445 Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) 491.221 376.108 Programas de Investigación y Desarrollo (I+D) 26.050 22.443 Aportes al Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) 23.079 22.404 Investigaciones para la expansión del sistema energético (EPE/MME) 11.911 11.150 Reserva de capacidad de generación ("seguro apagón") 15.235 11.866

Cargos adicionales (Ley N.o 12.111/09) 17.154 -

1.104.963 915.181 4.673.416 4.242.228

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Cemig recauda el ICMS que grava los créditos provenientes del “Paquete A” en el momento en que se facturan los importes a pagar por el suministro de energía eléctrica.

28 . COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN


COSTES Y GASTOS (INGRESOS) DE EXPLOTACIÓN

A 30.09.2010 A 30.09.2009 (reclasificado)

A 30.09.2010 A 30.09.2009

Personal (a) 858.094 1.024.354 29.245 25.560 Beneficios post-empleo 126.457 105.760 9.408 4.252 Materiales 88.704 79.232 282 230 Materias primas - 4.070 - - Servicios exteriores 638.706 531.908 7.139 9.676 Compras de energía eléctrica (b) 3.023.885 2.529.469 - - Depreciaciones y amortizaciones 610.975 517.204 127 140 Regalías por la explotación de recursos hídricos 113.444 114.984 - -

Provisiones (reversión) de explotación (c) 173.861 88.765 (101.861) (30.557) Cargos por el uso de la red de transmisión 598.012 612.627 - - Compras de gas 162.685 128.610 - - Otros gastos de explotación, netos (d) 252.845 214.444 12.275 17.648

6.647.668 5.951.427 (43.385) 26.949

A continuación se desglosan los principales costes y gastos de explotación.


(a) GASTOS DE PERSONAL

A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Remuneraciones y cargas sociales 772.385 787.985 22.545 15.453 Aportaciones a planes de pensiones de jubilación: plan de aportación

definida 45.058 45.963 2.861 2.155

Beneficios asistenciales 89.732 87.926 2.492 2.038

907.175 921.874 27.898 19.646

P Programa de bajas incentivadas voluntarias (PPD) - (486) - (8) P Programa de bajas incentivadas voluntarias (PDV) 21.992 201.389 1.347 5.922

(-) Gastos de personal trasladados a las obras en ejecución (71.073) (98.423) - -

858.094 1.024.354 29.245 25.560

Programa de bajas incentivadas voluntarias (PDV)

En abril de 2009, la Compañía puso en marcha un programa de bajas incentivadas voluntarias denominado PDV, de carácter transitorio, que contó con la adhesión de 1221 trabajadores. El principal incentivo financiero del programa consiste en el pago de una indemnización variable entre tres y dieciséis veces el valor de la retribución mensual del empleado de acuerdo a ciertos criterios establecidos en el reglamento del programa, entre los cuales el principal es el tiempo de cotización que queda al empleado por cumplir para que tenga derecho a jubilarse por el sistema general de seguridad social (INSS). El programa prevé, además, el mantenimiento de las aportaciones a los fondos de pensiones y al sistema general de seguridad social (INSS) hasta la fecha en que el empleado haya cumplido plenamente los requisitos para jubilarse por tiempo de cotización (por un período no mayor a cinco años), así como el pago de la multa rescisoria equivalente al 40% del saldo del Fondo de Garantía por Tiempo de Servicios (FGTS).

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Adicionalmente, la Compañía garantiza la cobertura integral de los costes relacionados con el seguro de vida grupal y el plan de atención médica por el lapso de seis y doce meses, respectivamente, a partir de la fecha de retiro del empleado, es decir, entre los meses de junio de 2009 a diciembre de 2010. Consolidado

(b) COMPRAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

A 30.09.2010 A 30.09.2009

Energía eléctrica adquirida a Itaipú Binacional 1.050.820 819.116 Energía eléctrica de corto plazo 166.914 212.737 Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa) 156.807 122.879 Resarcimiento de costes CVA: contratos iniciales (197.025) - Contratos bilaterales 330.402 439.239 Energía eléctrica adquirida por medio de subastas en el mercado regulado 1.604.473 985.923 “Paquete A” 151.048 143.829

Créditos por concepto de los impuestos Pasep y Confins (239.554) (194.254)

3.023.885 2.529.469

El “Paquete A” se refiere a los importes por este concepto cobrados por medio de la tarifa eléctrica y trasladados a los resultados. Para más información, véase la nota 6 anterior.


(c) PROVISIONES DE EXPLOTACIÓN

A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Primas de jubilación (8.861) (5.003) (395) (217) Provisión (reversión) para cuentas de cobro dudoso 75.709 108.632 - (2.367) Reversión de provisión para demandas laborales (9.335) (3.544) (11.921) (4.895) Provisión para sanciones administrativas aplicadas por ANEEL 11.037 3.175 2.193 982 (Reversión) Provisión para demandas civiles (53.442) 9.923 (54.184) 9.923 Provisión (reversión) para demandas civiles: aumento tarifario 126.273 (29.227) (38.711) (29.227) (Pérdidas) Ganancias inflacionarias (3.970) 249 (3.970) 249 Otras provisiones de explotación (reversión) 36.450 4.560 5.127 (5.005) 173.861 88.765 (101.861) (30.557)


(d) OTROS GASTOS DE EXPLOTACIÓN, NETOS

A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Alquileres y arriendos 38.641 27.694 593 571 Propaganda y publicidad 21.019 16.310 87 227 Consumo propio de energía eléctrica 7.960 11.022 - - Subvenciones y donaciones 23.766 23.376 2.754 720 Tasa de fiscalización de los servicios de energía eléctrica (ANEEL) 33.870 31.542 - - Derechos de servidumbre de paso (TDRF) 27.114 27.304 - - Concesiones a título oneroso 16.608 8.121 - - Impuestos y tasas (IPTU, IPVA y otros) 16.003 13.064 222 89 Seguros 9.064 4.764 933 116 Anualidades a la CCEE 3.648 3.480 3 - Forluz: gastos generales de administración 7.647 9.072 464 443

Otros gastos 47.505 38.695 7.219 15.482

252.845 214.444 12.275 17.648

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29 . RESULTADO FINANCIERO, NETO Consolidado Sociedad Matriz

A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

INGRESOS FINANCIEROS Ingresos procedentes de inversiones financieras 286.287 183.144 34.071 14.560 Recargos por mora sobre facturas de energía eléctrica 103.108 139.464 - - Intereses y ajustes monetarios: Cuentas a cobrar al Gobierno del

Estado de Minas Gerais 111.086 116.963 - - Ajustes monetarios: CVA 10.854 28.822 - - Ajustes monetarios: Acuerdo General del Sector Eléctrico 9.434 35.261 - - Diferencias de cambio 43.517 118.586 2 21 Impuestos Pasep y Cofins aplicables a los ingresos financieros (26.254) (27.450) (26.410) (26.047) Ganancias procedentes de instrumentos financieros 3.638 306 - - Descuento a valor presente 14.298 1.486 - - Rentas del FIDC - - 40.410 35.966 Ajustes monetarios: impuestos a compensar 79.611 51.209 5.129 10.257

Otros ingresos financieros 40.966 36.933 7.817 3.857

676.545 684.724 61.019 38.614 GASTOS FINANCIEROS Cargas financieras sobre préstamos y financiaciones (791.696) (549.177) (5.361) (6.823) Ajustes monetarios: Acuerdo General del Sector Eléctrico - (2.663) - - Ajustes monetarios: CVA (34.390) 306 - - Diferencias de cambio (24.493) (16.669) (101) (11) Ajustes monetarios: préstamos y financiaciones (82.228) (5.539) - - Descuento a valor presente (547) (7.400) - - Pérdidas procedentes de instrumentos financieros (10.594) (80.442) - - Reversión de provisión para los impuestos PIS y Cofins aplicables

a los ingresos financieros - 7.915 - - Amortización de fondo de comercio (47.714) (16.932) (35.286) (16.352)

Otros gastos financieros (118.219) (95.431) (2.296) (5.611)

(1.109.881) (766.032) (43.044) (28.797)

RESULTADO FINANCIERO, NETO (433.336) (81.308) 17.975 9.817

Los impuestos Pasep y Cofins se aplican a los ingresos financieros procedentes de activos regulatorios y del cobro de intereses sobre el capital propio.

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30 . TRANSACCIONES CON PARTES VINCULADAS Los principales saldos y transacciones de Cemig y las sociedades del Grupo con otras partes vinculadas se desglosan a continuación.

PARTES VINCULADAS

Sociedad Matriz y Consolidado

ACTIVO PASIVO INGRESOS EGRESOS

A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.09.2009 A 30.09.2010 A 30.09.2009

Cemig Distribuição, S.A.

Intereses sobre el capital propio y dividendos 229.559 173.220 - - - - - -

Empresas del Grupo y asociadas o Sociedad Matriz 3 3 1.647 1.627 - - - -

Cemig Geração e Transmissão, S.A.

Intereses sobre el capital propio y dividendos 186.234 110.347 - - - - - -

Empresas del Grupo y asociadas o Sociedad Matriz - - 2.671 2.661 - - - -

Light, S.A.

Intereses sobre el capital propio y dividendos 92.686 - - - - - - -

Gobierno del Estado de Minas Gerais

Consumidores y revendedores (1) 1.500 1.450 - - 63.495 38.863 - -

Impuestos compensables: ICMS (Corriente) (2) 212.627 212.941 294.472 309.549 (1.978.454) (1.844.119) - -

Cuentas a cobrar (CRC): Gobierno del Estado de Minas Gerais (3)

1.792.189 1.830.892 - - 111.086 116.963 - -

Impuestos compensables: ICMS (No corriente) (2) 64.868 65.464 - - - - - -

Consumidores y revendedores (4) 44.531 50.361 - - - - - -

Intereses sobre el capital propio y dividendos - - 103.691 103.691 - - - -

Debentures (5) - - 40.476 39.301 - - (3.422) (3.193)

Fondo de Titulización de Derechos de Crédito (FIDC) (6) - - 864.639 911.777 - - - -

Financiaciones: BDMG (7) - - 13.949 16.787 - - - -

Forluz

Beneficios post-empleo (Corriente) (8) - - 76.529 80.137 - - (110.297) (95.069)

Beneficios post-empleo (No corriente) (8) - - 1.037.033 1.047.049 - - - -

Otros - - 7.059 18.389 - - - -

Gastos de personal (9) - - - - - - (45.058) (45.963)

Gastos generales de administración (10) - - - - - - (7.647) (9.072)

Andrade Gutierrez, S.A.

Programa “Luz para Todos” (Corriente) 11.487 10.817 403 6.671 - - - -

Programa “Luz para Todos” (No corriente) - - 2.923 526 - - - -

Otros créditos (11) 16.281 15.825 - - - - - -

Otros

Intereses sobre el capital propio 124.110 137.578 - - - - - -

Empresas del Grupo y asociadas o Sociedad Matriz 6.691 9.418 - - - - - -

Las principales condiciones relacionadas con las transacciones con partes vinculadas son las siguientes: ( 1 ) Se refiere a ventas de energía eléctrica al Gobierno del Estado de Minas Gerais. Las operaciones se realizan bajo las mismas condiciones referentes a

las transacciones con partes independientes, considerando que el precio de la energía es establecido por ANEEL por medio de resolución; ( 2 ) Las operaciones relativas al ICMS registradas en los estados financieros se refieren a operaciones de venta de energía eléctrica y se realizan de

conformidad con la legislación específica del Estado de Minas Gerais; ( 3 ) Cesión de los créditos de la cuenta CRC a un Fondo de Titulización de Derechos de Crédito constituido por cuotas parte “senior” y subordinadas. Para

más información, véase la nota 13; ( 4 ) Una parte significativa de este importe se refiere a la renegociación de la deuda proveniente de ventas de energía eléctrica a la compañía estatal de

aguas Copasa – Companhia de Saneamento de Minas Gerais, que se seguirá amortizando hasta el mes de septiembre de 2012, con actualización monetaria de acuerdo con la variación del Índice General de Precios-Mercado (IGP-M) más un interés del 0,5% mensual;

( 5 ) Emisión de obligaciones simples (debentures) no convertibles en acciones por importe de R$120.000.000, que se actualizan de acuerdo con el Índice General de Precios-Mercado (IGP-M). La emisión ha tenido por finalidad obtener fondos para la conclusión de las obras de la central hidroeléctrica de Irapé. La amortización de las obligaciones será a 25 años contados desde la fecha de emisión. El importe de la emisión a 30 de septiembre de 2010 fue descontado a valor presente, conforme a la nota 19;

( 6 ) Cuotas parte “senior” propiedad de terceros por importe de R$900.000, amortizadas mediante 20 pagos semestrales desde el mes de junio de 2006, que se actualizan de acuerdo con la variación del CDI más un interés del 1,70% anual. Para más información, véase la nota 13;

( 7 ) Financiaciones destinadas a las sociedades participadas Companhia Transudeste de Transmissão y Companhia Transirapé de Transmissão con vencimiento en 2019 (tasa TJLP más interés del 4,50% anual y tasa UMBNDES más interés del 4,54% anual, respectivamente), y a Companhia

Transleste de Transmissão, con vencimiento en 2017 y 2025 (intereses del 5% anual y 10% anual, respectivamente); ( 8 ) Una parte de los contratos de Forluz se revisa anualmente mediante la aplicación de un factor de actualización actuarial, que es el índice de

incremento salarial de los empleados de Cemig y de las filiales Cemig D y Cemig GT descontado de la productividad más un interés del 6% anual. Las obligaciones se amortizarán hasta el año 2024. Para más información, véase la nota 21;

( 9 ) Se refiere a aportaciones de Cemig al fondo de pensiones de los empleados partícipes del plan mixto de prestaciones de previsión social (véase, al respecto, la nota 21), calculadas sobre las remuneraciones mensuales de los empleados, conforme a lo establecido en el reglamento del fondo;

( 10 ) Se refiere a recursos destinados a los gastos anuales de administración del fondo de pensiones, de conformidad con la legislación aplicable. Los importes se estiman de acuerdo con un porcentaje sobre la nómina de pagos de la Compañía;

( 11 ) Importe a recibir del accionista, como consecuencia de la renuncia de Cemig a ejercer la opción de compra de activos de generación de Light.

Para más información sobre las principales transacciones con partes vinculadas, véanse las notas 4, 10, 13, 19, 21, 24, 28 y 29.

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31 . INSTRUMENTOS FINANCIEROS El Grupo Cemig utiliza instrumentos financieros únicamente para operaciones de cobertura de las siguientes cuentas: “Efectivo y otros medios líquidos equivalentes”, “Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores”, “Cuentas a cobrar: Gobierno del Estado de Minas Gerais” y “Préstamos, financiaciones y obligaciones simples”, además de operaciones de permuta financiera (swap) de monedas. Las ganancias obtenidas o pérdidas incurridas en dichas operaciones se reconocen íntegramente en función del criterio del devengo13. Los instrumentos financieros se reconocen inicialmente por su valor razonable y se clasifican conforme a lo siguiente:

• Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados: se clasifican dentro de esta categoría las inversiones financieras y los instrumentos derivados (mencionados en el apartado b) siguiente). Se valoran al valor razonable, imputándose a la cuenta de resultados las ganancias o pérdidas resultantes de los cambios que se produzcan en su valor razonable.

• Partidas a cobrar: se clasifican dentro de esta categoría las cuentas a cobrar a consumidores y revendedores y al Gobierno del Estado de Minas Gerais. Se reconocen por su valor nominal o por su valor razonable.

• Préstamos, financiaciones y obligaciones simples: se valoran a su coste amortizado utilizando el método del tipo de interés efectivo, minorado, en su caso, de las correcciones valorativas por deterioro.

• Instrumentos financieros derivados: se valoran a su valor razonable, imputándose a la cuenta de resultados las ganancias o pérdidas resultantes de los cambios que se produzcan en su valor razonable.

a) Política de gestión de riesgos La gestión de riesgos corporativos constituye una herramienta de gestión que forma parte de las prácticas de buen gobierno y se encuentra alineada con los objetivos establecidos en la planificación estratégica de Cemig. La Compañía cuenta con un comité de gestión de riesgos financieros que tiene por objetivo identificar, medir, gestionar y controlar de manera adecuada los riesgos financieros derivados de la variación de la inflación, de los tipos de cambio y tipos de interés, factores que podrían afectar negativamente a la liquidez y rentabilidad de la Compañía. Son, asimismo, atribuciones de dicho comité recomendar estrategias con las que hacer frente a los riesgos financieros e implementar planes de acción en línea con la estrategia corporativa. El comité de gestión de riesgos financieros tiene como supuesto hacer predecible el flujo de caja de la Compañía por un plazo máximo de doce meses, teniendo en cuenta el escenario económico proyectado por un consultor externo. Los principales riesgos a los que está expuesta la Compañía se describen a continuación.

13 N.T. Principio contable que establece que la imputación de ingresos y gastos deberá hacerse en función de la corriente real de bienes y servicios que los mismos representan y con independencia del momento en que se produzca la corriente monetaria o financiera derivada de ellos. Contablemente se indica que se han de reconocer ingresos y gastos que no han sido todavía cobrados o pagados y por los que habrán de registrarse los correspondientes derechos y obligaciones; del mismo modo se producirán cobros y pagos que serán ingresos y gastos en el futuro. Relacionada con el criterio del devengo aparece la periodificación contable, cuyo objetivo es la contabilización en cada ejercicio de los gastos e ingresos que les son imputables con independencia de los cobros o pagos.

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Riesgo de tipo de cambio

El Grupo Cemig se encuentra expuesto a riesgos de transacción debido a las oscilaciones en las paridades de las divisas en las que están instrumentadas las deudas. La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La gestión del riesgo de cambio se realiza con la finalidad de minimizar los impactos negativos sobre el nivel de endeudamiento, el resultado y el flujo de caja, en aras de preservar la fortaleza financiera de la Compañía frente a las fluctuaciones de los tipos de cambio. A 30 de septiembre de 2010, la Compañía tiene contratados instrumentos financieros de cobertura que se detallan en el apartado b) siguiente. La exposición neta al riesgo de tipo de cambio es como sigue:

Consolidado y

Sociedad Matriz

EXPOSICIÓN AL TIPO DE CAMBIO (nota 19)

A 30.09.2010 A 30.06.2010

Dólar estadounidense

Préstamos y financiaciones 189.257 210.295

( +/ - ) Operaciones de cobertura (47.568) (50.581)

141.689 159.714

Euro

Préstamos y financiaciones 13.899 14.472

Otras monedas extranjeras

Préstamos y financiaciones

Otros 2.804 3.047

Pasivo expuesto al riesgo de tipo de cambio 158.392 177.233

Sensibilidad a la variación de los tipos de cambio La Compañía realiza un seguimiento de la exposición al riesgo de tipo de cambio en términos de sensibilidades y estima que, en un escenario probable, la variación del dólar estadounidense se situará en un 4,36% frente al real brasileño a 30 de septiembre de 2011, (cotizándose en R$1,768), mientras que el euro oscilará negativamente un 2,61% a esa fecha (cotizándose en R$2,25). Paralelamente, la Compañía ha realizado un análisis de sensibilidad de los efectos de una depreciación cambiaria del 25% (escenario posible) y del 50% (escenario remoto) en relación con el escenario probable, como sigue:

EXPOSICIÓN AL TIPO DE CAMBIO Escenario base

30.09.2010 Escenario probable

Escenario posible (depreciación del

25%)

Escenario remoto (depreciación del

50%)

Dólar estadounidense

Préstamos y financiaciones 189.257 197.501 246.876 296.252

( - ) Operaciones de cobertura (47.568) (49.640) (62.050) (74.460)

141.689 147.861 184.826 221.792

Otras monedas extranjeras

Préstamos y financiaciones

Euro 13.899 13.536 16.920 20.303

Otras 2.804 2.846 3.561 4.275

Pasivo expuesto al riesgo de tipo de cambio 158.392 164.243 205.307 246.370

Efecto neto de la variación del tipo de cambio (5.851) (46.915) (87.978)

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Riesgo de tipo de interés

El Grupo Cemig se encuentra expuesto a riesgos de transacción derivados de las oscilaciones de los tipos de interés internacionales, con impacto en los préstamos y financiaciones en moneda extranjera que soportan tipos de interés flotantes (referenciados básicamente al Libor), cuyo importe asciende a R$47.983 a 30 de septiembre de 2010 (frente a R$42.691 a 30 de junio de 2010). En lo que respecta a los riesgos de transacción derivados de las oscilaciones de los tipos de interés nacionales, la exposición neta a la variación de la tasa Selic y del CDI es la que se muestra a continuación.

EXPOSICIÓN A LOS TIPOS DE INTERÉS NACIONALES Consolidado

A 30.09.2010 A 30.06.2010 Activos Inversiones financieras (nota 3) 4.085.894 3.664.024

Activos regulatorios (nota 5) 483.295 482.629

4.569.189 4.146.653 Pasivos Préstamos, financiaciones y debentures (nota 19) (7.064.547) (7.193.741) Pasivos regulatorios (nota 5) (648.278) (576.415)

Operaciones de cobertura (nota 31) (47.568) (50.581)

(7.760.393) (7.820.737)

Pasivo expuesto al riesgo de tipo de interés (3.192.204) (3.674.084)

Sensibilidad a la variación de los tipos de interés La Compañía realiza un seguimiento de la exposición al riesgo de tipo de interés en términos de sensibilidades y estima que, en un escenario probable, la tasa Selic, tipo de interés de referencia de la economía brasileña, se situará en un 10,75% a 30 de septiembre de 2011. Paralelamente, la Compañía ha realizado un análisis de sensibilidad de los efectos del alza del tipo de interés de referencia en un 25% (escenario posible) y en un 50% (escenario remoto) en relación con el escenario probable. La tasa media de los certificados de depósito interbancarios (CDI) sigue la variación de la tasa Selic. La estimación de la variación de los tipos de interés se realiza con base en proyecciones para los escenarios base, optimista y pesimista, conforme a lo descrito en la política de cobertura de la Compañía.

EXPOSICIÓN A LOS TIPOS DE INTERÉS NACIONALES

Escenario base (Selic 10,75%)

Escenario probable (Selic 10,75%)

Escenario posible (Selic 13,4375%)

Escenario remoto (Selic 16,125%)

Activos

Inversiones financieras 4.085.894 4.525.128 4.634.936 4.744.744

Activos regulatorios 483.295 535.249 548.238 561.226

4.569.189 5.060.377 5.183.174 5.305.970

Pasivos

Préstamos, financiaciones y debentures (7.064.547) (7.823.986) (8.013.846) (8.203.705)

Pasivos regulatorios (648.278) (717.968) (735.390) (752.813)

Operaciones de cobertura (47.568) (52.682) (53.960) (55.238)

(7.760.393) (8.594.636) (8.803.196) (9.011.756)

Pasivo expuesto al riesgo de tipo de interés (3.192.204) (3.534.259) (3.620.022) (3.705.786)

Efecto neto de la variación de la tasa Selic - (342.055) (428.818) (514.582)

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Riesgo de crédito El Grupo Cemig realiza un seguimiento pormenorizado del riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial. Este riesgo se considera muy limitado, dado el corto plazo de cobro a los clientes que no acumulan individualmente importes muy significativos antes de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago. Entre los procedimientos adoptados para hacer frente a las insolvencias se incluyen negociaciones para la recuperación de créditos en mora. En lo que respecta al riesgo proveniente de pérdidas como consecuencia de posibles situaciones de insolvencia de las entidades financieras en las que la Compañía y las sociedades del Grupo mantienen sus depósitos, en 2004 se aprobó una política de inversión financiera según la cual cada entidad es evaluada de acuerdo con criterios de liquidez corriente, apalancamiento, insolvencia, rentabilidad y costes, además de tener en cuenta las calificaciones otorgadas por tres agencias de valoración de riesgo. Existen límites máximos para la colocación de recursos en cada una de estas entidades financieras. Estos límites se revisan periódicamente o cuando se producen alteraciones en el escenario macroeconómico brasileño.

Riesgo de escasez de energía

La energía eléctrica vendida por la Compañía proviene fundamentalmente de fuentes de generación hidráulicas. Un período prolongado de escasez de lluvias tendría como efecto la reducción del volumen de agua de las presas hidroeléctricas, ocasionando pérdidas como consecuencia del aumento de los gastos con compras de energía o bien de la reducción de los ingresos debido a la adopción de un nuevo plan de racionamiento eléctrico, como el que se llevó a cabo en el año 2001. Riesgo de vencimiento anticipado de deudas

Cemig y las sociedades del Grupo tienen contratados préstamos y financiaciones que contienen estipulaciones relacionadas con el cumplimiento de ciertos ratios financieros (covenants), habituales en contratos de esta naturaleza, que restringen la capacidad de endeudamiento de la Compañía. En el supuesto de que se incumpliera cualquiera de dichas estipulaciones, se podría declarar el vencimiento anticipado de las deudas. Para más información, véase la nota 19 anterior. Riesgo de denegación de las solicitudes de extensión de las concesiones

Algunas concesiones administrativas otorgadas al Grupo Cemig para la prestación de los servicios públicos de generación y transmisión de energía eléctrica están sujetas a renovación por parte de ANEEL o del Ministerio de Minas y Energía de Brasil. En el supuesto de que los organismos reguladores denegaran las solicitudes de extensión de las concesiones o si las mismas fueran renovadas mediante la imposición de costes adicionales (“concesión onerosa”) para la Compañía, o aún mediante el establecimiento de un precio tope, los actuales niveles de operación y rentabilidad podrían verse afectados. Ninguno de los riesgos antes mencionados ha tenido impactos negativos significativos sobre la situación financiera o el resultado de las operaciones del Grupo Cemig.

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b) Instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados contratados por el Grupo Cemig tienen el objetivo de mitigar los riesgos derivados de oscilaciones de los tipos de cambio y no se utilizan para fines especulativos. El importe del principal de las operaciones con derivados no se recoge en el balance de situación por cuanto se refiere a operaciones que exigen tan sólo el registro al valor razonable de las ganancias obtenidas o de las pérdidas incurridas. A 30 de septiembre de 2010, los resultados netos de estas operaciones generaron pérdidas por importe de R$6.956 (frente a R$80.136 a 30 de septiembre de 2009), las cuales se han registrado en el resultado financiero. La Compañía cuenta con un comité de gestión de riesgos financieros que tiene por objetivo identificar, medir, gestionar y controlar de manera adecuada los riesgos financieros derivados de la variación de la inflación, de los tipos de cambio y tipos de interés, factores que podrían afectar negativamente a la liquidez y rentabilidad de la Compañía. Son, asimismo, atribuciones de dicho comité recomendar estrategias con las que hacer frente a los riesgos financieros e implementar planes de acción en línea con la estrategia corporativa.

Metodología de cálculo del valor razonable de las posiciones El cálculo del valor razonable de las inversiones financieras considera las cotizaciones de mercado o la información relativa a las tasas futuras de papeles similares. El valor razonable de la inversión corresponde a su valor actual a la fecha de vencimiento, utilizando como tasa de descuento la que se obtiene de la curva de mercado de los tipos de interés de mercado en reales brasileños. En la tabla a continuación se detallan los instrumentos financieros derivados contratados por Cemig D y Mesa a 30 de septiembre de 2010.

Pérdida no realizada Efecto acumulado

Derechos de la Compañía

Obligaciones de la Compañía

Plazo de vencimiento

Mercado de negociación

Importe principal contratado Valor

de acuerdo con el contrato Valor razonable

Importe cobrado

Importe pagado

A 30.09.2010

A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.06.2010 A 30.09.2010 A 30.09.2010

Cemig Distribuição, S.A.

US$ Variación

cambiaria + tipo de interés

(del 5,58% al 7,14% anual)

R$ 100% del CDI + tipo de interés

(del 1,5% al 3,01% anual)

De 04/2009

hasta 06/2013

Mostrador US$ 28.077 US$ 28.077 (66.856) (59.928) (66.406) (61.099) - (22.327)

Madeira Energia, S.A.

R$IGP-M R$5,86% fijo En 12/2012 Mostrador R$120.000 R$120.000 202 466 202 466 32.232 (32.327)

(66.654) (59.462) (66.204) (60.633) 32.232 (54.654)

Adicionalmente, la sociedad de control conjunto Light utiliza operaciones de permuta financiera con el fin de mitigar los riesgos derivados de las oscilaciones de los tipos de cambio. A 30 de septiembre de 2010, el importe neto de las operaciones es negativo en R$855 (frente a un importe de R$1.365 a 30 de septiembre de 2009). La contraparte en las operaciones de derivados de Cemig D y Mesa es el banco Santander ABN. Los contratos son de permuta cambiaria y de índices de referencia.

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Sensibilidad de los instrumentos financieros derivados El instrumento derivado que se indica en la tabla anterior señala que la Compañía se encuentra expuesta al riesgo de oscilación del CDI. La Compañía estima que, en un escenario probable, el CDI se situará en un 10,75% a 30 de septiembre de 2011. Paralelamente, la Compañía ha realizado un análisis de sensibilidad de los efectos del alza de la tasa Selic en un 25% (escenario posible con un CDI del 13,4375%) y en un 50% (escenario remoto con un CDI del 16,125%), en relación con el escenario probable.

Escenario base (Selic 10,75%)

Escenario probable (Selic 10,75%)

Escenario posible (Selic 13,4375%)

Escenario remoto (Selic 16,125%)

Riesgo: alza del tipo de interés nacional

Contratos actualizados al 100% del CDI 47.568 52.682 53.960 55.238

Efecto neto de la variación del CDI - (5.114) (6.392) (7.670)

Riesgo: alza del dólar EE.UU.

Contratos actualizados al 100% del CDI 47.568 49.640 62.050 74.460

Efecto neto de la variación del dólar EE.UU. - (2.072) (14.482) (26.892)

Efecto neto - (3.041) 8.090 19.222

Margen de garantía14 La Compañía no realiza depósitos de garantía para sus instrumentos financieros derivados.

32 . RESULTADO FINAL DE LA SEGUNDA REVISIÓN TARIFARIA DE CEMIG DISTRIBUIÇÃO, S.A. Y AJUSTE TARIFARIO DEL AÑO 2010

Ajuste tarifario del año 2010 El 6 de abril de 2010 ANEEL hizo público el porcentaje de ajuste de las tarifas eléctricas de la filial Cemig D, el cual ha tenido como efecto un incremento medio del 1,67% a partir del 8 de abril de 2010. Con fecha 26 de marzo de 2010, ANEEL publicó una nota técnica conteniendo los principales ajustes con efectos en el resultado de la Compañía en 2010: Concepto Ajustes (Primer trimestre 2010) Baja de créditos por costes CVA de ejercicios anteriores (70.889) Subvenciones por bajos ingresos (ajustes tarifarios 2008 y 2009) 106.388 Baja de activo regulatorio: impuestos Pasep/Cofins (46.240) Saldo financiero a compensar de ejercicios anteriores (30.573) Total (41.314)

La baja de créditos por costes CVA de ejercicios anteriores por valor de R$70.889 se refiere a saldos residuales de la cuenta CVA que, en criterio de la Compañía, no fueron cubiertos íntegramente por los ajustes tarifarios anteriores. Sin embargo, esa diferencia no se incluyó en el ajuste tarifario del año 2010, pese al recurso presentado la Compañía ante ANEEL en este sentido.

14 N.T. Margen: Depósito de garantía que se requiere en los mercados de derivados para cubrir cualquier desviación en los precios pactados y asegurar su cumplimiento al vencimiento.

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El saldo financiero a compensar de ejercicios anteriores por valor de R$30.573 se refiere a la revisión por ANEEL del importe referente a los costes CVA incluido en la tarifa relativa a ejercicios anteriores, el cual fue compensado en el ajuste tarifario del año 2010. Los importes transferidos a la cuenta de resultados referentes a los ajustes antes mencionados son los que se recogen en tabla a continuación.

Concepto Costes CVA

a 30.09.2010 Saldo financiero

a 30.09.2010 Deducciones de los ingresos brutos: - Aportes a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) (8.556) 224

- Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) (6.354) (3.274)

(14.910) (3.050) Costes y gastos de explotación: - Compras de energía eléctrica

Energía eléctrica de corto plazo (22.262) (2.013) Energía eléctrica adquirida por medio de subastas en el mercado regulado 143.158 (38.330) Energía eléctrica adquirida a Itaipú Binacional (392.358) 10.766 Contratos bilaterales (12.500) 16.943 Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa) (1.620) (8.320) Resarcimiento de costes CVA: contratos iniciales 253.754 -

(31.828) (20.954) - Cargos por el uso de la red de transmisión (21.564) (6.569) - Otros gastos de explotación, netos

Regalías por la explotación de recursos hídricos (2.587) -

Total (70.889) (30.573)

Resultado final de la segunda revisión tarifaria En marzo de 2009 ANEEL homologó el resultado final de la segunda revisión tarifaria de Cemig

D, con efectos a partir de abril de 2008. El resultado final de la revisión tarifaria supuso una reducción media del 19,62% en las tarifas eléctricas de la Compañía, en comparación con la reducción media del 18,09% aplicada en forma provisional en abril de 2008. A los efectos de homologar el resultado final de la revisión tarifaria, ANEEL efectuó ajustes en los importes que, a su juicio, deberían haber sido efectivamente reconocidos en ocasión del incremento tarifario de abril de 2008. Los efectos en el resultado están relacionados con la reducción de los costes de la empresa modelo eficiente, que se utiliza como base para remunerar a Cemig D, así como la revisión del cálculo de los importes a reintegrar por medio de la tarifa eléctrica, correspondientes a activos regulatorios financieros, lo que produjo un descuento de los valores inicialmente incluidos por ANEEL en el ajuste tarifario de 2008. Los importes descontados suman R$264.626 y se recogen en el Pasivo exigible a corto plazo bajo el epígrafe “Pasivo regulatorio: revisión tarifaria”. Estos importes se trasladaron mensualmente a la cuenta de resultados en forma lineal entre el 8 de abril de 2009 y el 7 de abril de 2010.

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33 . ESTADOS FINANCIEROS POR EMPRESA

CORRESPONDIENTES AL PERÍODO DE NUEVE MESES TERMINADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 (En miles de reales)

HOLDING CEMIG GT CEMIG D RME Light

ETEP,ENTE,

ERTE,EATE, ECTE

GASMIG CEMIG

TELECOM SÁ CARVALHO ROSAL OTRAS

ELIMINACIÓN DE

TRANSACCIONES

TOTAL

ACTIVO 12.486.225 13.343.138 10.105.346 2.323.913 705.454 870.399 393.600 106.441 87.664 559.015 (9.220.094) 31.761.100

Efectivo y otros medios líquidos equivalentes 432.355 2.417.624 759.788 216.940 31.896 48.256 74.251 18.505 14.769 164.451 - 4.178.835

Cuentas a cobrar 1.561.291 479.638 1.841.966 383.797 24.624 208.017 - 4.458 3.091 22.756 20.368 4.550.006

Activo regulatorio - 120.190 406.157 29.460 - - - - - - - 555.807

Otros activos 401.372 907.206 2.103.568 461.841 37.971 68.640 54.589 15.402 136 32.730 (57.852) 4.025.601

Inversiones/Inmovilizado 10.091.207 9.418.480 4.993.868 1.231.875 610.963 545.486 264.760 68.076 69.667 339.078 (9.182.610) 18.450.851

PASIVO 12.486.225 13.343.138 10.105.346 2.323.913 705.454 870.399 393.600 106.441 87.664 559.015 (9.220.094) 31.761.100

Proveedores y suministros 1.143 161.026 716.661 127.658 2.458 40.781 15.993 9.957 9.007 28.107 (83.085) 1.029.706

Préstamos, financiaciones y obligaciones simples 57.768 7.559.191 3.058.435 641.733 298.115 162.304 67.165 - - 74.624 864.639 12.783.974

Intereses sobre el capital propio y dividendos 487.062 186.234 229.559 92.683 32.047 1.014 6.970 9.453 7.208 68.620 (633.788) 487.062

Prestaciones post-empleo 54.305 250.629 808.628 245.906 - - - - - - - 1.359.467

Otros pasivos 315.976 949.176 2.594.982 485.215 47.876 225.861 16.107 23.635 3.736 53.606 (185.250) 4.530.920

-

Patrimonio neto 11.569.970 4.236.883 2.697.081 730.717 324.958 440.438 287.366 63.397 67.712 334.058 (9.182.610) 11.569.970

RESULTADO

Ingresos netos de explotación 338 2.685.090 5.086.021 931.502 144.218 232.241 74.988 33.968 25.936 129.936 (296.404) 9.047.835

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

Personal (29.245) (216.680) (547.696) (36.053) (4.942) (11.656) (6.104) (721) (956) (4.041) - (858.094)

Prestaciones post-empleo (9.408) (23.183) (77.706) (16.160) - - - - - - - (126.457)

Materiales (282) (13.124) (67.378) (5.484) (284) (884) (598) (186) (121) (363) - (88.704)

Servicios exteriores (7.139) (104.183) (437.573) (54.463) (8.116) (3.800) (11.203) (2.775) (2.407) (17.168) 10.121 (638.706)

Regalías por el uso de recursos hídricos - (100.774) (8.519) - - - - (1.291) (973) (1.887) - (113.444)

Compras de energía eléctrica - (242.333) (2.362.143) (517.893) - - - (543) (1.634) (4.614) 105.275 (3.023.885)

Cargos por el uso de la red de transmisión - (192.809) (513.446) (65.484) - - - - (2.049) (5.216) 180.991 (598.012)

Depreciaciones y amortizaciones (127) (222.150) (283.553) (50.460) (13.976) (4.312) (23.203) (1.674) (1.626) (9.893) - (610.975)

Provisiones de explotación 101.861 6.230 (243.719) (28.278) - - (59) 22 (225) (9.693) - (173.861)

Compras de gas - - - - - (162.685) - - - - - (162.685)

Otros gastos de explotación, netos (12.275) (70.306) (142.145) (12.498) (2.042) 143 (8.923) (174) (282) (4.359) 17 (252.844)

43.385 (1.179.313) (4.683.877) (786.772) (29.359) (183.194) (50.091) (7.343) (10.274) (57.233) 296.404 (6.647.668)

Beneficio de explotación antes del resultado financiero 43.723 1.505.777 402.144 144.730 114.858 49.047 24.898 26.626 15.662 72.702 - 2.400.167

Resultado financiero, neto 17.975 (318.090) (104.205) (19.245) (21.347) 5.819 1.195 1.181 1.131 2.249 - (433.336)

Beneficio (pérdida) antes de impuestos

y participación en beneficios 61.698 1.187.687 297.939 125.484 93.511 54.866 26.092 27.807 16.794 74.952 - 1.966.831

Impuestos sobre beneficios y contribución social (88.585) (329.143) (31.923) (47.332) (15.211) (17.603) (6.505) (9.694) (1.417) (24.287) - (571.701)

Participación en beneficios (4.477) (27.396) (95.899) (3.831) - - 1 (130) (88) (250) - (132.072)

Beneficio neto del período (31.364) 831.148 170.117 74.321 78.300 37.263 19.588 17.984 15.288 50.415 - 1.263.059

CEM

IG

73

34 . CUENTAS DE RESULTADOS POR ACTIVIDAD

CORRESPONDIENTES AL PERÍODO DE NUEVE MESES TERMINADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 (En miles de reales)

ENERGÍA ELÉCTRICA

GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN INGRESOS BRUTOS DE EXPLOTACIÓN

Ventas de energía eléctrica 2.881.958 - 5.261.395 - - 3 (111.826) 8.031.531 Ingresos por el uso de redes: consumidores cautivos - - 3.189.415 - - - - 3.189.415 Ingresos por el uso de redes: consumidores libres 59.430 827.151 1.303.913 - - - (188.577) 2.001.917 Otros ingresos de explotación 16.620 3.881 80.349 291.611 93.322 16.174 (3.571) 498.388 Total Ingresos de explotación 2.958.008 831.033 9.835.072 291.611 93.322 16.178 (303.973) 13.721.251 Deducciones de los ingresos brutos (625.579) (149.524) (3.817.549) (59.370) (18.334) (3.060) - (4.673.416) Total Ingresos netos de explotación 2.332.430 681.509 6.017.523 232.241 74.988 13.118 (303.973) 9.047.835 GASTOS DE EXPLOTACIÓN

GASTOS CON EL SERVICIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS Compras de energía eléctrica (249.114) - (2.880.036) - - (10) 105.275 (3.023.885) Cargos por el uso de la red de transmisión (207.754) 111 (578.930) - - - 188.560 (598.012) Compras de gas - - - (162.685) - - - (162.685) Total Gastos de explotación (456.868) 111 (3.458.966) (162.685) - (10) 293.836 (3.784.582) GASTOS OPERATIVOS Personal y Directivos (129.998) (93.609) (583.749) (11.656) (6.104) (32.978) - (858.094) Entidad de previsión social privada (23.183) - (93.866) - - (9.408) - (126.457) Materiales (9.921) (4.116) (72.862) (884) (598) (323) - (88.704) Materias primas e insumos para la producción de energía eléctrica - - - - - - - - Servicios exteriores (84.400) (48.547) (492.035) (3.800) (11.203) (8.842) 10.121 (638.706) Depreciaciones y amortizaciones (155.768) (93.246) (334.013) (4.312) (23.203) (433) - (610.975) Provisiones de explotación (3.268) (265) (271.997) - (59) 101.727 - (173.861) Regalías por el uso de recursos hídricos (104.925) - (8.519) - - - - (113.444) Otros gastos (54.057) (22.996) (154.644) 143 (8.923) (12.385) 17 (252.845) Total Costes operativos (565.520) (262.778) (2.011.683) (20.509) (50.091) 37.359 10.137 (2.863.086) TOTAL GASTOS DE EXPLOTACIÓN (1.022.388) (262.668) (5.470.649) (183.194) (50.091) 37.349 303.973 (6.647.668) RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 1.310.042 418.841 546.874 49.047 24.898 50.466 - 2.400.167 Otros ingresos (gastos) operativos - - - - - - - - Total Gastos operativos - - - - - - - - EBITDA 1.465.809 512.087 880.887 53.359 48.101 50.900 - 3.011.143 Beneficio (pérdida) de explotación antes del participac. por puesta en equiv. 1.310.042 418.841 546.874 49.047 24.898 50.466 - 2.400.167 Resultado financiero, neto (228.006) (111.225) (123.451) 5.819 1.195 22.331 - (433.336) Resultado antes de impuestos y participaciones 1.082.036 307.616 423.423 54.866 26.092 72.797 - 1.966.831 Impuesto sobre beneficios y contribución social (334.705) (59.128) (147.482) (17.603) (4.444) (81.720) - (645.082) Impuesto sobre beneficios y contribución social diferidos 20.147 606 68.227 - (2.061) (13.537) - 73.381 Participaciones de accionistas minoritarios - - - - - - - - Participación en beneficios (empleados y directivos) (18.629) (8.986) (99.730) - 1 (4.728) - (132.072) BENEFICIO NETO DEL PERÍODO 3T10 748.850 240.109 244.438 37.263 19.588 (27.188) - 1.263.059

TOTAL GAS TELECOMUNICACIONES OTRAS ELIMINACIONES

74 CEMI

CEM

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ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PERÍODO

(Cifras expresadas en miles de reales, salvo que se especifique lo contrario)

Beneficio neto de los nueve primeros meses de 2010 El beneficio neto consolidado de Cemig ha ascendido a R$1.263.059 en los nueve primeros meses de 2010, lo que supone una reducción del 11,49% respecto del beneficio neto de R$1.427.074 obtenido en el mismo período del año anterior. Esta reducción se debe principalmente a los ajustes no recurrentes reconocidos en los ejercicios 2010 y 2009, además de la variación del resultado financiero entre los períodos comparados: gastos financieros netos por importe de R$433.336 entre enero y septiembre de 2010, frente a gastos financieros netos por importe de R$81.308 registrados en igual período de 2009. Para más información, véanse los comentarios en las secciones siguientes de este informe. Como efecto positivo, cabe destacar la consolidación de las empresas adquiridas por la filial Cemig GT en el cuarto trimestre de 2009, con una aportación de R$94.244 al beneficio neto consolidado de los nueve primeros meses de 2010.

EBITDA (la metodología de cálculo no ha sido revisada por los auditores externos) El EBITDA de la Compañía ha experimentado un crecimiento del 4,25% en los nueve primeros meses de 2010 respecto del mismo período del año anterior. Excluyendo los efectos no recurrentes, el EBITDA sube un 7,41%. El aumento del EBITDA entre los períodos comparados se debe principalmente al crecimiento del 8,71% en los ingresos operativos netos, parcialmente mitigado por el incremento del 11,70% en los gastos de explotación (excluyendo los efectos de depreciaciones y amortizaciones). El aumento de los gastos de explotación se ha reflejado en el margen de EBITDA, que se ha situado en un 33,28% en los nueve primeros meses de 2010, frente al margen del 34,71% alcanzado en igual período de 2009. Los principales factores no recurrentes que han impactado el EBITDA del período son los siguientes: � Ajuste tarifario de la filial Cemig D hecho público por ANEEL el 6 de abril de 2010, con el

consecuente registro (baja) de activos y pasivos regulatorios y un impacto negativo en la cuenta de resultados por importe R$54.613 (para más información, véase la nota 32 a los estados financieros consolidados intermedios).

� Reconocimiento de una pérdida por importe de R$64.586 en 2010 como consecuencia de la segunda revisión tarifaria de la actividad de transmisión, la cual determinó un ajuste tarifario negativo del 15,88% que se aplicó con efectos retroactivos sobre los ingresos vigentes en julio de 2009.

� Reconocimiento de un ingreso por importe de R$158.090 en 2009 como consecuencia de

la primera revisión tarifaria de la actividad de transmisión, la cual determinó un incremento tarifario del 5,35% con efectos retroactivos al año 2005.

� Reconocimiento de un gasto por importe de R$177.592 como consecuencia del acuerdo

alcanzado con la sociedad Rima Industrial, S.A., el cual puso fin al juicio presentado por

75

CEM

IG

dicha sociedad para reclamar la restitución de importes pagados indebidamente a raíz del aumento tarifario determinado por el Acto Administrativo DNAEE N.º 45/86 durante el plan de estabilización económica denominado “Plan Cruzado”.

� Reconocimiento de un gasto relacionado con el impuesto ICMS por importe de R$25.702,

proveniente de descuentos en la tarifa eléctrica de consumidores de bajos ingresos, como resultado de un programa de amnistía puesto en marcha por el Gobierno del Estado de Minas Gerais.

� Provisiones dotadas en los ejercicios 2010 y 2009 por importes de R$21.992 y R$200.903,

respectivamente, para la cobertura de los gastos derivados de un programa de bajas voluntarias incentivadas (PDV) implementado por la Compañía.

El EBITDA de la Compañía se ha visto afectado positivamente por las empresas adquiridas en el cuarto trimestre de 2009, con una aportación de R$224.440 a los resultados consolidados de los nueve primeros meses de 2010. EBITDA

Enero-septiembre

2010

Enero-septiembre

2009 Var. (%)

Beneficio neto del período 1.263.059 1.427.074 (11,49)

+ Provisión para impuestos (impuestos sobre beneficios y contribución social) 571.700 720.657 (20,67)

+ Resultado financiero 433.336 81.308 432,96

+ Amortizaciones y depreciaciones 610.975 517.204 18,13

+ Participaciones estatutarias (empleados y directivos) 132.072 99.163 33,19

+ Participación de accionistas minoritarios - 43.007 -

= EBITDA 3.011.142 2.888.413 4,25

No recurrentes:

+ Baja de créditos por costes CVA de ejercicios anteriores 70.889 - -

- Subvenciones por bajos ingresos (ajustes tarifarios 2008 y 2009) (93.089) - -

+ Baja de activo regulatorio: impuestos Pasep/Cofins 46.240 - -

+ Saldo financiero a compensar de ejercicios anteriores 30.573 - -

+ Acuerdo firmado con Rima Industrial, S.A. 177.592 - -

+- Revisión de los ingresos de transmisión (nota 8) 64.586 (158.090) -

+ ICMS: consumidores de bajos ingresos 25.702 - -

+ - Revisión tarifaria: ingresos netos - 213.803 -

- + Revisión tarifaria: gastos operativos - (20.987) -

+ Programa de bajas incentivadas voluntarias (PDV) 21.992 200.903 (89,05)

= EBITDA AJUSTADO POR NO RECURRENTES 3.355.627 3.124.042 7,41

EBITDA EBITDA AJUSTADO

3.124 3.356

0%

10%

20%

30%

40%

50%

-

600

1.200

1.800

2.400

3.000

3.600

Ene-Sep 2009 (ajustado) Ene-Sep 2010 (ajustado) EBITDA (R$ miles) Margen EBITDA (%)

2.888 3.011

0%

10%

20%

30%

40%

-

800

1.600

2.400

3.200

Ene-Sep 2009 Ene-Sep 2010 EBITDA (R$ miles) Margen EBITDA (%)

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Ventas de energía eléctrica Los ingresos brutos provenientes de las ventas de energía eléctrica del Grupo Cemig han ascendido a R$11.220.947 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$10.525.222 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que representa un aumento del 6,61%.

Ventas a consumidores finales

En los nueve primeros meses de 2010 los ingresos provenientes de las ventas de energía eléctrica a consumidores finales se han situado en R$9.810.736, frente a los R$9.257.808 registrados en el mismo período de 2009. Los principales factores que han impactado los resultados son los siguientes: � Aumento del 5,17% en las ventas facturadas de energía eléctrica a consumidores finales

(excluido el consumo propio). � Ajuste tarifario de la filial Cemig D, el cual ha tenido como efecto un incremento medio del

1,67% en las tarifas a los consumidores a partir del 8 de abril de 2010. � Ajuste tarifario de la filial Cemig D, el cual ha tenido como efecto un incremento medio del

6,21% en las tarifas a los consumidores a partir del 8 de abril de 2009 (efecto integral en los resultados de los nueve primeros meses de 2010).

� Reconocimiento de pasivos regulatorios como consecuencia del resultado final de la

revisión tarifaria de la filial Cemig D, lo cual supuso una reducción por importe de R$213.803 en los ingresos brutos contabilizados en el ejercicio 2009.

� Reconocimiento de ingresos adicionales por importe de R$93.089, provenientes de

subvenciones recibidas en función de descuentos concedidos a consumidores de bajos ingresos conforme a lo estipulado en nota técnica de ANEEL, en ocasión del ajuste tarifario de la filial Cemig D de 2010.

Volumen de ventas de energía eléctrica a consumidores finales (MWh)


Sector de consumo

MWh

Enero-septiembre 2010

Enero-septiembre 2009

Var. (%)

Residencial 7.343.299 7.258.610 1,17

Industrial 18.149.884 16.751.105 8,35

Comercial, servicios y otros 4.558.053 4.553.494 0,10

Rural 1.859.940 1.654.615 12,41

Administraciones públicas 789.045 781.589 0,95

Alumbrado público 907.086 920.208 (1,43)

Servicio público 1.009.757 995.127 1,47

Total 34.617.064 32.914.748 5,17

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Ingresos provenientes de las ventas de energía eléctrica en el mercado regulado

Las ventas a otros distribuidores en el mercado regulado aumentaron un 3,71% entre los nueve primeros meses de 2010 y 2009. Sin embargo, el precio medio de venta bajó entre los períodos comparados, situándose en R$108,26 por megavatio/hora (MWh) a cierre de septiembre de 2010, frente a un precio medio de R$113,59 por MWh a cierre de septiembre de 2009. La reducción del precio medio de venta es el resultado principalmente de los contratos de venta firmados en el ámbito de las subastas de ajuste que se llevaron a cabo en el año 2009, en la que la electricidad fue vendida a un precio medio de R$145,00 por MWh. En consecuencia, los ingresos por este concepto han descendido un 1,16% hasta situarse en R$1.093.238 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$1.106.045 contabilizados en el mismo período del año anterior. El volumen de ventas de energía eléctrica a otros distribuidores se ha situado en 10.098.398 MWh entre enero y septiembre de 2010, frente a los 9.737.282 MWh vendidos en igual período de 2009. Ingresos por el uso de redes: consumidores libres La cifra de ingresos por el uso de redes ha experimentado un crecimiento del 25,05% entre los períodos comparados, ascendiendo a R$2.001.917 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$1.600.922 contabilizados en el mismo período del año anterior. La cifra de ingresos por este concepto comprende los ingresos provenientes de las tarifas de acceso a la red de distribución eléctrica (TUSD, por sus siglas en portugués), abonada por los consumidores libres por la electricidad vendida por otros sujetos del sector eléctrico. Los ingresos por concepto de la TUSD de las dos distribuidoras del Grupo Cemig – Cemig D y Light,

S.A. – han ascendido a R$1.115.336 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$845.477 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que representa un incremento del 31,92%. Este resultado se debe fundamentalmente al aumento del volumen de energía transportada por las redes de distribución como consecuencia del repunte de la actividad económica en 2010 y de la migración de consumidores regulados hacia el mercado liberalizado. El saldo de este epígrafe también comprende los ingresos provenientes de las tarifas de acceso a la red de transporte en alta tensión de la filial Cemig GT, asociada al Sistema Interconectado Nacional (SIN), y de las tarifas de uso del sistema de conexión. Estos ingresos se han situado en R$951.167 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$618.788 contabilizados en el mismo período de 2009. El incremento del 53,71% en los ingresos por este concepto obedece principalmente a la consolidación de la transportista Transmissora Aliança de Energia Elétrica,

S.A. (Taesa) a partir del cuarto trimestre de 2009, con efecto integral en los resultados de 2010.

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En 2010 la Compañía reconoció una pérdida por importe de R$64.586 como consecuencia de la segunda revisión tarifaria de la actividad de transmisión, la cual determinó un ajuste tarifario negativo del 15,88% que se aplicó con efectos retroactivos sobre los ingresos vigentes en julio de 2009. Por otra parte, en 2009 fue reconocido un ingreso por importe de R$136.657 como consecuencia de la primera revisión tarifaria de la actividad de transmisión, con efectos retroactivos al período entre el 1 de julio de 2005 y el 30 de junio de 2009. Costes no controlables Se denominan “costes no controlables” (también denominados costes “CVA”) los costes operativos que se trasladan a la tarifa eléctrica. Las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales efectivamente soportados por las compañías distribuidoras se compensan en los ajustes tarifarios futuros, y se reconocen como ingreso o gasto en el balance, según sea el caso. En virtud de modificaciones introducidas en el plan de cuentas de ANEEL, algunos costes fueron reclasificados a la cuenta “Deducciones de los ingresos brutos”. Para más información, véase la nota 9 a los estados financieros intermedios consolidados. A partir de marzo de 2008, la Compañía empezó a recibir los importes registrados como activo del denominado “Paquete A”. De esta manera, son trasladados a los gastos de explotación los costes no controlables resarcidos por medio de la tarifa eléctrica. Deducciones de los ingresos brutos Las deducciones de los ingresos brutos se han situado en R$4.673.416 en los nueve primeros meses de 2010, en comparación con los R$4.242.228 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un aumento del 10,16%. A continuación se detallan las principales variaciones habidas en este epígrafe. Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) La CCC es un fondo destinado a cubrir los costes de operación de las plantas térmicas del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de los sistemas aislados que utilizan combustibles fósiles para generar energía termoeléctrica. Estos costes se reparten entre las empresas de energía eléctrica de acuerdo a valores determinados por ANEEL por medio de resolución. Los aportes obligatorios a la CCC se incluyen entre los costes no controlables: los importes reconocidos en los estados financieros referentes a los servicios de distribución de energía eléctrica se trasladan a la tarifa. Por su parte, los importes abonados por los consumidores libres por el uso de la red de transmisión se traspasan a la compañía estatal Eletrobrás –

Centrais Elétricas Brasileiras, S.A., a cuyo cargo se encuentra la gestión de este fondo. La deducción por este concepto se ha situado en R$491.221 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$376.108 contabilizados en igual período de 2009, lo que representa un aumento del 30,61%. Aportes a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) La CDE es un fondo creado para promover el desarrollo de fuentes renovables de energía, como la eólica y la biomasa. Estos aportes se determinan por ANEEL por medio de resolución. Los aportes obligatorios a la CDE se incluyen entre los costes no controlables: los importes reconocidos en los estados financieros referentes a los servicios de distribución de energía eléctrica se trasladan a la tarifa. Por su parte, los importes abonados por los consumidores libres por el uso de la red de transmisión se traspasan a la compañía estatal Eletrobrás –

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Centrais Elétricas Brasileiras, S.A., a cuyo cargo se encuentra la gestión de este fondo. La deducción por este concepto se ha situado en R$344.919 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$300.445 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un incremento del 14,80%. Las demás deducciones se refieren a impuestos que se calculan como un porcentaje sobre la facturación, por lo que son directamente proporcionales a la evolución de la cifra de ingresos de la Compañía. Costes y gastos de explotación (excluido el resultado financiero) Los costes y gastos de explotación (excluido el resultado financiero) han ascendido a R$6.647.668 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$5.951.427 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un aumento del 11,70%. Este incremento se debe fundamentalmente al aumento de los gastos por concepto de compras de energía eléctrica para reventa, cuyos efectos han sido parcialmente compensados por la disminución de los gastos de personal. También contribuyó al aumento de los gastos la provisión por importe de R$177.592 que se recoge en el epígrafe “Otros gastos”, constituida para cubrir los gastos derivados del acuerdo alcanzado con un gran consumidor industrial. Para más información, véase la nota 28 a los estados financieros intermedios consolidados. A continuación se detallan las principales variaciones experimentadas por los costes y gastos de explotación en el período. Compras de energía eléctrica Los gastos derivados de las compras de energía eléctrica para reventa se han situado en R$3.023.885 entre enero y septiembre de 2010, en comparación con los R$2.529.469 contabilizados en igual período del año anterior, lo que representa un incremento del 19,55%. Se trata de un coste no controlable, por lo que los importes reconocidos por este concepto en los estados financieros se trasladan a la tarifa eléctrica. Para más información, véase la nota 28 a los estados financieros intermedios consolidados. Cargos por el uso de la red de transmisión Los gastos por este concepto comprenden los cargos de peaje que deben pagar los generadores y distribuidores de energía eléctrica por el uso de las instalaciones de la red principal de transmisión, asociada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). El peaje es determinado por ANEEL por medio de resolución. Se trata de un coste no controlable, por lo que los importes reconocidos por este concepto en los estados financieros se trasladan a la tarifa eléctrica. Los cargos por el uso de la red de transmisión han ascendido a R$598.012 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$612.627 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un descenso del 2,39%.

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Gastos de personal Los gastos de personal se han situado en R$858.094 en los nueve primeros meses de 2010, en comparación con los R$1.024.354 contabilizados en el mismo período de 2009, lo que representa una reducción del 16,23%. El descenso de los gastos por este concepto es consecuencia principalmente de la reducción de los gastos derivados de un programa de bajas voluntarias incentivadas (PDV) entre los períodos comparados – R$21.992 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$200.903 contabilizados en igual período del año anterior – y de la reducción del número de trabajadores en plantilla, que bajó de 9.837 empleados a cierre de septiembre de 2009 a 8.949 empleados a cierre de septiembre de 2010. Depreciaciones y amortizaciones Los gastos por depreciaciones y amortizaciones han ascendido a R$610.975 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$517.204 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un aumento del 18,13%. El incremento de los gastos por este concepto obedece fundamentalmente a: (i) el aumento del Inmovilizado material como consecuencia de las nuevas inversiones destinadas a los programas Clarear, CresceMinas y “Luz para Todos”; (ii) la amortización del Activo intangible, referente al nuevo software de facturación de la Compañía; y (iii) la consolidación de las empresas adquiridas en el cuarto trimestre de 2009. Prestaciones post-empleo Los gastos relacionados con el pago de prestaciones post-empleo se han situado en R$126.457 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$105.760 contabilizados en igual período de 2009, lo que representa un aumento del 19,57%. Estos gastos corresponden fundamentalmente a los tipos de interés devengados sobre las obligaciones actuariales de Cemig (descontado el rendimiento esperado de los activos de los planes de pensiones), los cuales fueron estimados por actuarios externos. El aumento de los gastos por este concepto en 2010 es consecuencia fundamentalmente de la menor expectativa de rendimiento de los activos del plan en el presente ejercicio. Provisiones de explotación Las provisiones de explotación se han situado en R$173.861 en los nueve primeros meses de 2010, frente a provisiones por importe de R$88.765 en el mismo período del año anterior, lo que supone un incremento del 95,87%. El incremento de los gastos por este concepto es consecuencia principalmente del acuerdo alcanzado con un consumidor industrial, poniendo fin a un juicio en el que dicho consumidor reclamaba la restitución de importes pagados indebidamente a raíz del aumento tarifario determinado por el Acto Administrativo DNAEE N.º 45/86 durante el plan de estabilización económica denominado “Plan Cruzado”. El acuerdo ha representado el reconocimiento en mayo de 2010 de una provisión por importe de R$177.592. Compras de gas Los gastos derivados de las compras de gas para reventa han ascendido a R$162.685 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$128.610 contabilizados en el mismo período de 2009, lo que supone un incremento del 26,49%. Este aumento se debe principalmente al mayor volumen de gas adquirido entre los períodos comparados, como efecto de la puesta en operación en 2010 de las centrales térmicas que son clientes de la sociedad participada Gasmig.

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Ingresos (gastos) financieros El resultado financiero neto de los nueve primeros meses de 2010 ha sido de un gasto por importe de R$433.336, frente a un gasto por importe de R$81.308 en el mismo período de 2009. En la comparación entre el resultado financiero de ambos períodos hay que tener en cuenta los factores siguientes: � Aumento del 56,32% en los ingresos provenientes de inversiones financieras en virtud del

mayor volumen de recursos invertidos en 2010. Los ingresos por este concepto han ascendido a R$286.287 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$183.144 contabilizados en el mismo período de 2009.

� Gastos netos por importe de R$14.102 derivados de ajustes monetarios de los créditos a

cobrar relativos a activos regulatorios (costes CVA, incremento tarifario diferido y acuerdo general del sector eléctrico) en los nueve primeros meses de 2010, frente a ingresos netos por importe de R$61.726 en el mismo período de 2009. Esta variación se debe principalmente a la amortización, a través de las facturas de electricidad, del saldo de los principales activos regulatorios constituidos.

� Aumento en los gastos relacionados con cargas financieras sobre préstamos y

financiaciones: R$791.696 en los nueve primeros meses de 2010, frente a los R$549.177 contabilizados en igual período del año anterior. Este aumento se deriva de la entrada de nuevos fondos de financiación, destacando la emisión de pagarés de empresa (commercial

papers) de la filial Cemig GT por importe de R$2.700.000,00 realizada en octubre de 2009 y liquidada en marzo de 2010, y la emisión de obligaciones simples realizada en marzo de 2010 por idéntico importe con la finalidad de liquidar la citada emisión de pagarés.

� Aumento de las pérdidas derivadas de ajustes monetarios de préstamos y financiaciones

en moneda nacional: R$82.228 entre enero y septiembre de 2010, frente a los R$5.539 contabilizados en el mismo período de 2009. Este aumento es consecuencia principalmente del mayor volumen de recursos captados y de la variación de los índices de precios entre los períodos comparados, particularmente del IGP-M, que se utilizan como índices de referencia de los contratos de préstamos, financiaciones y obligaciones de la Compañía: en los nueve primeros meses de 2009, el IGP-M experimentó una variación negativa del 1,61%, en comparación con una variación positiva del 7,89% entre enero y septiembre de 2010.

Para más información sobre la composición de los ingresos y gastos financieros, véase la nota 29 a los estados financieros intermedios consolidados. Impuesto sobre beneficios (IRPJ) y contribución social (CSLL) En los nueve primeros meses de 2010, los gastos de Cemig relacionados con el pago del impuesto sobre beneficios y de la contribución social han ascendido a R$571.700, frente a beneficios antes de impuestos por importe de R$1.966.831, alcanzando una deducción impositiva del 29,07%. En los nueve primeros meses de 2009, los gastos por este concepto se han situado en R$720.657, frente a beneficios antes de impuestos por importe de R$2.289.901, lo que equivale a una deducción impositiva del 31,47%. La conciliación entre el tipo impositivo nominal y el tipo efectivo aplicable se recoge en la nota 10 a los estados financieros intermedios consolidados.

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CUENTAS DE RESULTADOS CORRESPONDIENTES A LOS PERÍODOS DE TRES MESES TERMINADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2010 Y 2009

Julio-Septiembre

2010

Julio-Septiembre 2009

(reclasificado) Var. (%)

INGRESOS DE EXPLOTACIÓN

Ventas de energía eléctrica 3.859.583 3.718.029 3,81

Ingresos por el uso de redes 767.299 524.635 46,25

Otros ingresos de explotación 184.937 158.191 16,91

Ingresos brutos de explotación 4.811.819 4.400.855 9,34

Deducciones de los ingresos brutos (1.628.642) (1.411.916) 15,35

Ingresos netos de explotación 3.183.177 2.988.939 6,50

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

Personal, Directivos y Consejeros (264.864) (278.102) (4,76)

Beneficios post-empleo (40.500) (37.258) 8,70

Materiales (30.642) (27.064) 13,22

Servicios exteriores (234.180) (170.287) 37,52

Compras de energía eléctrica (1.077.342) (1.019.362) 5,69

Depreciaciones y amortizaciones (212.857) (173.675) 22,56

Regalías por la explotación de recursos hídricos (37.831) (42.100) (10,14)

Provisiones de explotación 33.272 (42.154) (178,93)

Cargos por el uso de la red principal de transmisión (207.903) (197.980) 5,01

Compras de gas (61.603) (43.735) 40,86

Otros gastos de explotación, netos (73.685) (58.392) 26,19

(2.208.135) (2.090.109) 5,65

Resultado de explotación antes del resultado financiero 975.042 898.830 8,48

GASTOS FINANCIEROS, NETOS (165.585) (10.344) 1.500,78

Resultado antes de impuestos 809.457 888.486 (8,89)

Impuesto sobre beneficios y contribución social corrientes (232.191) (289.742) (19,86)

Impuesto sobre beneficios y contribución social diferidos 28.608 2.577 1.010,13

Participaciones estatutarias (Empleados y Directivos) (52.554) (26.094) 101,40

Participación de accionistas minoritarios - (8.189) -

Beneficio neto del período 553.320 567.038 (2,42)

Beneficio neto por acción (cada mil acciones) 0,81117 0,91433 (11,28)

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Beneficio neto del tercer trimestre de 2010 El beneficio neto consolidado de Cemig ha ascendido a R$553.320 en el tercer trimestre de 2010, lo que supone una reducción del 2,42% respecto del beneficio neto de R$567.038 obtenido en el mismo período del año anterior. Este resultado se debe principalmente a la variación del resultado financiero entre los períodos comparados: gastos financieros netos por importe de R$165.585 entre julio y septiembre de 2010, frente a gastos financieros netos por importe de R$10.344 registrados en igual período de 2009. Como efecto positivo, cabe destacar la consolidación de las empresas adquiridas en el cuarto trimestre de 2009, con una aportación de R$49.587 al beneficio neto consolidado del tercer trimestre de 2010. EBITDA (la metodología de cálculo no ha sido revisada por los auditores externos) Entre julio y septiembre de 2010 el EBITDA de la Compañía ha crecido un 10,76% en comparación con el mismo período de 2009. Excluyendo los efectos no recurrentes, el EBITDA sube un 9,40%. EBITDA

Julio-Septiembre

2010

Julio-Septiembre

2009

Var. (%)

Beneficio neto del período 553.320 567.038 (2,42)

+ Provisión para impuestos (impuestos sobre beneficios y contribución social) 203.583 287.165 (29,11)

+ Participaciones estatutarias (empleados y directivos) 52.554 26.094 101,40

- Resultado financiero 165.585 10.344 1.500,78

+ Amortizaciones y depreciaciones 212.857 173.675 22,56

+ Participación de accionistas minoritarios - 8.189 -

= EBITDA 1.187.899 1.072.505 10,76

No recurrentes:

+ Programas de bajas incentivadas voluntarias (PDV/PPD) (3.387) 10.205 -

= EBITDA AJUSTADO POR NO RECURRENTES 1.184.512 1.082.710 9,40

EBITDA EBITDA AJUSTADO

El EBITDA de la Compañía se ha visto afectado positivamente por las empresas adquiridas en el cuarto trimestre de 2009, con una aportación de R$101.859 a los resultados consolidados del tercer trimestre de 2010.

1.083

1.184

0%

10%

20%

30%

40%

-

200

400

600

800

1.000

1.200

3 er Trimestre 2009 (ajustado) 3 er Trimestre 2010 (ajustado) EBITDA (R$ miles) Margen EBITDA (%)

1.073

1.188

0%

10%

20%

30%

40%

-

200

400

600

800

1.000

1.200

3 er Trimestre 2009 3er Trimestre 2010 EBITDA

(R$ miles) Margen EBITDA (%)

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Ventas de energía eléctrica MWh (*) R$

Julio-

Septiembre 2010

Julio-Septiembre

2009 (reclasificado)

Var. (%) Julio-

Septiembre 2010

Julio-Septiembre

2009 Var. (%)

Residencial 2.475.266 2.390.877 3,53 1.173.927 1.128.090 4,06

Industrial 6.521.231 5.618.583 16,07 1.037.608 961.728 7,89

Comercial, servicios y otros 1.492.038 1.456.060 2,47 649.065 646.072 0,46

Rural 748.867 678.046 10,44 175.878 168.301 4,50

Administraciones públicas 269.547 255.566 5,47 116.212 111.389 4,33

Alumbrado público 310.552 304.818 1,88 77.675 76.669 1,31

Servicio público 355.252 335.729 5,82 103.254 100.429 2,81

Subtotal 12.172.753 11.039.679 10,26 3.333.619 3.192.678 4,41

Consumo propio 14.499 12.635 14,75 - - -

Subvenciones a consumidores de bajos ingresos - - - 32.419 50.518 (35,83)

Consumo de electricidad no facturado, neto - - - 25.455 5.292 381,01

12.187.252 11.052.314 10,27 3.391.493 3.248.488 4,40 Ventas de energía eléctrica a otros distribuidores en el mercado regulado 3.671.488 3.463.773 6,00 426.723 379.312 12,50 Transacciones de energía en el ámbito de la CCEE 597.554 726.311 (17,73) 36.366 24.070 51,08 Ventas en el ámbito del Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa) 21.709 - - 6.499 - -

Efectos de la revisión tarifaria final - - - - 66.157 -

Cargos adicionales (Ley N.o 12.111/09) - - - (1.498) - -

Total 16.478.003 15.242.398 8,11 3.859.583 3.718.027 3,81

(*) Información no revisada por los auditores externos.

Los ingresos brutos provenientes de las ventas de energía eléctrica del Grupo Cemig han ascendido a R$3.859.583 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$3.718.027 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que representa un incremento del 3,81%. Los principales factores que han impactado la cifra de negocios del período son los siguientes: � Ajuste tarifario de la filial Cemig D, el cual ha tenido como efecto un incremento medio del

1,67% en las tarifas a los consumidores a partir del 8 de abril de 2010.

� Aumento del 10,26% en las ventas facturadas de energía eléctrica a consumidores finales (excluido el consumo propio).

Ingresos provenientes de las ventas de energía eléctrica en el mercado regulado

Las ventas a otros distribuidores en el mercado regulado aumentaron un 6,00% entre el tercer trimestre de 2010 y 2009. El precio medio de venta subió entre los períodos comparados, situándose en R$116,23 por megavatio/hora (MWh) a cierre de septiembre de 2010, frente a un precio medio de R$109,23 por MWh a cierre de septiembre de 2009. El aumento de las ventas, además del alza del 6,14% en el precio medio de venta, tuvo como consecuencia el incremento del 12,50% en los ingresos por este concepto entre julio y septiembre de 2010 frente al mismo período del año anterior.

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Ingresos por el uso de redes: consumidores libres La cifra de ingresos por el uso de redes ha experimentado un crecimiento del 46,25% entre los períodos comparados, ascendiendo a R$767.299 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$524.635 contabilizados en igual período de 2009. La cifra de ingresos por este concepto comprende los ingresos provenientes de las tarifas de acceso a la red de distribución eléctrica (TUSD, por sus siglas en portugués), abonada por los consumidores libres por la electricidad vendida por otros sujetos del sector eléctrico. El saldo de este epígrafe también comprende los ingresos provenientes de las tarifas de acceso a la red de transporte en alta tensión de la filial Cemig GT, asociada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Este resultado se debe al aumento del volumen de energía transportada por las redes de distribución como consecuencia del repunte de la actividad industrial y a la migración de consumidores regulados hacia el mercado liberalizado, como también a la consolidación de los ingresos provenientes de las operaciones de la transportista Transmissora Aliança de Energia

Elétrica, S.A. (Taesa), adquirida en el cuarto trimestre de 2009. Costes no controlables Se denominan “costes no controlables” (también denominados costes “CVA”) los costes operativos que se trasladan a la tarifa eléctrica. Las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales efectivamente soportados por las compañías distribuidoras se compensan en los ajustes tarifarios futuros, y se reconocen como ingreso o gasto en el balance, según sea el caso. En virtud de modificaciones introducidas en el plan de cuentas de ANEEL, algunos costes fueron reclasificados a la cuenta “Deducciones de los ingresos brutos”. Para más información, véanse la nota 2 y 9 a los estados financieros intermedios consolidados. Deducciones de los ingresos brutos

Julio-Septiembre

2010

Julio-Septiembre 2009

(reclasificado)

Var. (%)

Impuestos sobre los ingresos ICMS 802.296 743.222 7,95

Cofins 341.222 314.678 8,44 PIS-Pasep 73.968 63.315 16,83 Otros 1.160 734 58,04 1.218.646 1.121.949 8,62

Cargas regulatorias Aportes a la Reserva Global de Reversión (RGR) 57.758 49.554 16,56 Programa de Eficiencia Energética (PEE) 11.152 10.770 3,55 Aportes a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 117.305 105.024 11,69 Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) 191.684 101.439 88,96 Programas de Investigación y Desarrollo (I+D) 9.067 7.930 14,34 Aportes al Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) 8.040 7.666 4,88 Investigaciones para la expansión del sistema energético (EPE/MME) 4.391 3.811 15,22 Reserva de capacidad de generación ("seguro apagón") 4.907 3.773 30,06 Cargos adicionales (Ley N.o 12.111/09) 5.692 - - 409.996 289.967 41,39

1.628.642 1.411.916 15,35

A continuación se detallan las principales variaciones habidas en este epígrafe. Aportes a la Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) La CCC es un fondo destinado a cubrir los costes de operación de las plantas térmicas del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de los sistemas aislados que utilizan combustibles fósiles para generar energía termoeléctrica. Estos costes se reparten entre las empresas de

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energía eléctrica de acuerdo a valores determinados por ANEEL por medio de resolución. Los aportes obligatorios a la CCC se incluyen entre los costes no controlables: los importes reconocidos en los estados financieros referentes a los servicios de distribución de energía eléctrica se trasladan a la tarifa. Por su parte, los importes abonados por los consumidores libres por el uso de la red de transmisión se traspasan a la compañía estatal Eletrobrás –

Centrais Elétricas Brasileiras, S.A., a cuyo cargo se encuentra la gestión de este fondo. La deducción por este concepto se ha situado en R$191.684 en el tercer trimestre de 2010, frente a los R$101.439 contabilizados en igual período de 2009, lo que representa un aumento del 88,96%. Aportes a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) La CDE es un fondo creado para promover el desarrollo de fuentes renovables de energía, como la eólica y la biomasa. Estos aportes se determinan por ANEEL por medio de resolución. Los aportes obligatorios a la CDE se incluyen entre los costes no controlables: los importes reconocidos en los estados financieros referentes a los servicios de distribución de energía eléctrica se trasladan a la tarifa. Por su parte, los importes abonados por los consumidores libres por el uso de la red de transmisión se traspasan a la compañía estatal Eletrobrás –

Centrais Elétricas Brasileiras, S.A., a cuyo cargo se encuentra la gestión de este fondo. La deducción por este concepto se ha situado en R$117.305 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$105.024 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un incremento del 11,69%. Las demás deducciones se refieren a impuestos que se calculan como un porcentaje sobre la facturación, por lo que son directamente proporcionales a la evolución de la cifra de ingresos de la Compañía. Costes y gastos de explotación (excluido el resultado financiero) Los costes y gastos de explotación (excluido el resultado financiero) han ascendido a R$2.208.135 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$2.090.109 contabilizados en el mismo período del año anterior, lo que supone un aumento del 5,65%. Este aumento se debe fundamentalmente al incremento de los gastos derivados de compras de energía eléctrica y servicios exteriores, cuyos efectos han sido parcialmente compensados por la reducción de las provisiones de explotación.

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A continuación se detallan las principales variaciones experimentadas por los costes y gastos de explotación en el período. Compras de energía eléctrica Los gastos derivados de las compras de energía eléctrica para reventa se han situado en R$1.077.342 entre julio y septiembre de 2010, en comparación con los R$1.019.362 contabilizados en igual período del año anterior, lo que representa un incremento del 5,69%. Se trata de un coste no controlable, por lo que los importes reconocidos por este concepto en los estados financieros se trasladan a la tarifa eléctrica. Para más información, véase la nota 28 a los estados financieros intermedios consolidados. Servicios exteriores

Los gastos derivados de servicios exteriores se han situado en R$234.180 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$170.287 contabilizados en igual período del año anterior, lo que representa un aumento del 37,52%. Este aumento es consecuencia principalmente del incremento de los gastos relativos a servicios de mantenimiento y conservación de instalaciones y equipos eléctricos, que se han situado en R$52.475 en el tercer trimestre de 2010, frente a los R$24.902 contabilizados en el mismo período de 2009, un incremento del 110,72%. La variación experimentada en los gastos por este concepto obedece principalmente al aumento en 2010 de las labores de mantenimiento preventivo de las redes de distribución eléctrica de la Compañía, como también a la consolidación de las empresas adquiridas en el cuarto trimestre de 2009.

Gastos de personal Los gastos de personal se han situado en R$264.864 entre julio y septiembre de 2010, en comparación con los R$278.102 contabilizados en el mismo período de 2009, lo que representa una reducción del 4,76%. Este descenso es consecuencia principalmente de la reversión por importe de R$3.387 efectuada en el tercer trimestre de 2010 en la provisión por importe de R$10.205 dotada en 2009 para cubrir un programa de bajas voluntarias incentivadas (PDV). Asimismo, cabe resaltar la reducción del número de trabajadores en plantilla, que bajó de 9.837 empleados a cierre de septiembre de 2009 a 8.949 empleados a cierre de septiembre de 2010. Cargos por el uso de la red de transmisión Los gastos por este concepto comprenden los cargos de peaje que deben pagar los generadores y distribuidores de energía eléctrica por el uso de las instalaciones de la red principal de transmisión, asociada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). El peaje es determinado por ANEEL por medio de resolución. Se trata de un coste no controlable, por lo que los importes reconocidos por este concepto en los estados financieros se trasladan a la tarifa eléctrica. Los cargos por el uso de la red de transmisión han ascendido a R$207.903 en el tercer trimestre de 2010, frente a los R$197.980 contabilizados en el mismo período del año anterior, un aumento del 5,01%.

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Prestaciones post-empleo Los gastos relacionados con el pago de prestaciones post-empleo se han situado en R$40.500 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$37.258 contabilizados en igual período de 2009, lo que representa un aumento del 8,70%. Estos gastos corresponden fundamentalmente a los tipos de interés devengados sobre las obligaciones actuariales de Cemig (descontado el rendimiento esperado de los activos de los planes de pensiones), los cuales fueron estimados por actuarios externos. El aumento de los gastos por este concepto en 2010 es consecuencia fundamentalmente de la menor expectativa de rendimiento de los activos del plan en el presente ejercicio. Provisiones de explotación En el tercer trimestre de 2010 la Compañía efectuó la reversión de una provisión por importe de R$33.272, frente a gastos reconocidos por importe de R$42.154 en el mismo período del año anterior, como consecuencia de la revisión en 2010 de las provisiones anteriormente dotadas para cubrir riesgos relacionados con contingencias judiciales. Ingresos (gastos) financieros

Julio-Septiembre

2010

Julio-Septiembre

2009 Var. (%)

INGRESOS FINANCIEROS Ingresos procedentes de inversiones financieras 102.658 51.104 100,88 Recargos por mora sobre facturas de energía eléctrica 35.185 78.449 (55,15) Intereses y ajustes monetarios: Cuentas a cobrar al Gobierno del Estado de Minas Gerais 41.463 67.959 (38,99) Ajustes monetarios: CVA 6.900 7.548 (8,59) Ajustes monetarios: Acuerdo General del Sector Eléctrico 2.703 8.573 (68,47) Intereses y ajustes monetarios: Incremento Tarifario Diferido - (1.802) - Diferencias de cambio 27.197 28.710 (5,27) Impuestos Pasep y Cofins aplicables a los ingresos financieros (14.964) (8.614) 73,72 Ganancias procedentes de instrumentos financieros 3.638 306 1.088,89 Descuento a valor presente 1.003 555 80,72

Ajustes monetarios: impuestos compensables 23.269 19.364 20,17

Otros ingresos financieros 14.247 18.196 (21,70) 243.299 270.348 (10,01) GASTOS FINANCIEROS

Cargas financieras sobre préstamos y financiaciones (293.987) (199.156) 47,62 Ajustes monetarios: Acuerdo General del Sector Eléctrico 1.034 (880) - Ajustes monetarios: CCEE - (4.013) - Ajustes monetarios: CVA (25.294) 339 - Diferencias de cambio (3.879) (11.971) (67,60) Ajustes monetarios: préstamos y financiaciones (11.316) 510 - Descuento a valor presente (116) (2.829) (95,90) Pérdidas procedentes de instrumentos financieros (5.941) (3.596) 65,21

Reversión de la provisión para el pago de los impuestos PIS y Cofins aplicables a los ingresos financieros - 7.915 - Amortización de fondos de comercio (19.838) (8.776) 126,05

Otros gastos financieros (49.547) (53.942) (8,15) (408.884) (280.692) 45,67

(165.585) (10.344) 1.500,78

En la comparación entre el resultado financiero del tercer trimestre de 2010 y 2009 hay que tener en cuenta los factores siguientes: � Aumento por importe de R$51.554 en los ingresos provenientes de inversiones financieras

en virtud del mayor volumen de recursos invertidos en 2010.

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� Reducción por importe de R$43.264 en los ingresos provenientes de recargos por mora sobre facturas de energía eléctrica como consecuencia, principalmente, de la caída del nivel de incumplimiento de pago de clientes en 2010.

� Gastos netos por importe de R$14.657 derivados de ajustes monetarios de los créditos a

cobrar relativos a activos regulatorios (costes CVA, incremento tarifario diferido y acuerdo general del sector eléctrico) en el tercer trimestre de 2010, frente a ingresos netos por importe de R$13.778 en el mismo período de 2009. Esta variación se debe principalmente a los ajustes monetarios de los costes CVA: gastos netos por importe de R$18.394 entre julio y septiembre de 2010, frente a ingresos netos por importe de R$7.887 contabilizados en igual período del año anterior. Este resultado es consecuencia de la amortización, a través de las facturas de electricidad, del saldo de los principales activos regulatorios constituidos.

� Aumento en los gastos relacionados con cargas financieras sobre préstamos y

financiaciones: R$293.987 entre julio y septiembre de 2010, frente a los R$199.156 contabilizados en igual período del año anterior. Este aumento se deriva de la entrada de nuevos fondos de financiación, provenientes principalmente de una emisión de obligaciones simples de la filial Cemig GT por importe de R$2.700.000,00, realizada en 2010.

Impuesto sobre beneficios (IRPJ) y contribución social (CSLL) En el tercer trimestre de 2010, los gastos de Cemig relacionados con el pago del impuesto sobre beneficios y de la contribución social han ascendido a R$203.583, frente a beneficios antes de impuestos por importe de R$809.457, alcanzando una deducción impositiva del 25,15%. En el tercer trimestre de 2009, los gastos por este concepto se han situado en R$287.165, frente a beneficios antes de impuestos por importe de R$888.486, lo que equivale a una deducción impositiva del 32,32%.

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INFORMACIÓN ADICIONAL QUE LA COMPAÑÍA ESTIMA RELEVANTE


Relaciones con Inversores En el año 2009 orientamos nuestras acciones estratégicas hacia el objetivo de posicionar a Cemig en el mercado nacional y global de capitales como la empresa líder de la industria de energía eléctrica en Brasil, proporcionando a los inversores y accionistas una correcta evaluación de nuestros negocios y de nuestras perspectivas de crecimiento y creación de valor. Hemos mantenido un flujo de comunicación constante y proactivo con el mercado inversor con vistas a reforzar nuestra credibilidad, aumentar el interés por la Compañía y garantizar la satisfacción de los inversores. Los resultados trimestrales y anuales de Cemig se hacen públicos por medio de presentaciones retransmitidas por Internet y conferencia telefónica con traducción simultánea al inglés. Las presentaciones siempre cuentan con la participación de miembros de la Junta Directiva y tienen el propósito de desarrollar una relación cada vez más transparente y en línea con las mejores prácticas de gobierno corporativo. Con el fin de atender a nuestros accionistas e inversores repartidos por más de 40 países, Cemig se ha hecho presente en diversos seminarios, conferencias y encuentros con inversores, además de congresos y road shows en importantes plazas financieras de Brasil y del extranjero. Asimismo, la Compañía ha realizado diversas conferencias telefónicas y videoconferencias con analistas, inversores y demás partes interesadas del mercado de capitales. Hacia fines de mayo de 2010, realizamos por decimoquinto año consecutivo nuestro ya tradicional Encuentro Anual Cemig-Apimec (Asociación Brasileña de Analistas y Profesionales de Inversión en el Mercado de Capitales), el cual tuvo lugar en la ciudad de Belo Horizonte. Durante el evento, estos profesionales tuvieron la oportunidad de estar en contacto directo con los directivos y principales ejecutivos de la Compañía. Gobierno corporativo Nuestro modelo de gobierno corporativo se fundamenta en los principios de transparencia, equidad y rendición de cuentas, así como en la definición clara y objetiva de los roles y responsabilidades de los principales órganos de gobierno de la Compañía, es decir, el Consejo de Administración y la Junta Directiva, en lo que respecta a la formulación, aprobación y ejecución de las políticas y directrices relacionadas con la gestión de nuestros negocios. Nuestras acciones están orientadas a garantizar el crecimiento sostenible de la Compañía por medio del equilibrio entre las vertientes económicas, financieras, medioambientales y sociales de nuestros proyectos, con la finalidad de profundizar las relaciones con nuestros accionistas, clientes, colaboradores, proveedores y demás grupos de interés. Desde el año 2001, nuestras acciones ordinarias (“CMIG3”) y preferentes (“CMIG4”) cotizan en el nivel 1 de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)15 a fin de aumentar la transparencia de la información suministrada al mercado por parte de la 15 N.T. Conjunto de normas de buen gobierno corporativo que se consideran importantes para la valoración de las acciones y demás activos de una compañía.

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Compañía y, por ende, proporcionar a nuestros accionistas las mejores prácticas de buen gobierno. Nuestras acciones preferentes (“CIG”) y ordinarias (“CIG.C”) también cotizan en la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) por medio de American Depositary Receipts (ADR). Debido a ello, la Compañía está sujeta a la reglamentación dictada por la Securities and

Exchange Commission (SEC), la agencia reguladora del mercado de valores de EE.UU., así como a lo dispuesto en el “Código de Compañías Admitidas a Negociación en NYSE”. Por último, cabe destacar que desde el año 2002 las acciones preferentes (“XCMIG”) de Cemig están admitidas a negociación en Latibex, un segmento de la Bolsa de Madrid donde se cotizan valores de empresas de América Latina. Hacia fines del año 2006, concluimos la adecuación de nuestros principales procedimientos internos relacionados con la preparación de los estados financieros consolidados a los requerimientos de la Ley Sarbanes-Oxley de EE.UU., particularmente los establecidos en la sección 404 de dicha ley. Nuestros Estatutos Sociales incluyen las siguientes metas y objetivos establecidos en nuestro Plan Director y en nuestra política de dividendos:

• ratio de endeudamiento consolidado no superior a 2 veces el EBITDA de la Compañía;

• ratio consolidado deuda neta (deuda neta + patrimonio neto) no superior al 40%;

• saldo consolidado de los recursos registrados en el activo corriente no superior al 5% del EBITDA de la Compañía;

• monto consolidado de los recursos destinados a inversiones de capital y a la adquisición de otros activos en cada ejercicio no superior al 40% del EBITDA de la Compañía (excepcionalmente para los ejercicios 2006 y 2007, no superior al 65% y al 55% del EBITDA de la Compañía, respectivamente);

• inversiones en proyectos de distribución, generación y transmisión que proporcionen tasas internas de retorno real iguales o superiores a las previstas en el Plan Director de la Compañía, sin perjuicio de las obligaciones legales;

• gastos de la filial Cemig Distribuição, S.A., así como de otras sociedades del Grupo que ejerzan actividades de distribución de energía eléctrica, nunca superiores a los valores reconocidos en los ajustes anuales y revisiones periódicas de las tarifas de electricidad.

Previa aprobación del Consejo de Administración, estas metas podrán modificarse por razones coyunturales, respetándose en todo caso los siguientes límites:

• ratio de endeudamiento consolidado no superior a 2,5 veces el EBITDA de la Compañía;

• ratio consolidado deuda neta (deuda neta + patrimonio neto) no superior al 50%;

• saldo consolidado de los recursos registrados en el activo corriente no superior al 10% del EBITDA de la Compañía.

Consejo de Administración Reuniones Durante el año 2009 se celebraron 25 sesiones del Consejo de Administración, en las que se adoptaron acuerdos relativos a diversos asuntos, entre ellos la planificación estratégica y los proyectos de inversiones de la Compañía, incluyendo las adquisiciones de otros activos.

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Composición, elección y mandato Los miembros actuales del Consejo de Administración fueron elegidos el 29 de abril de 2010 mediante el sistema de voto acumulativo, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 141 de la Ley N.° 6.404, de 15 de diciembre de 1976, y sus posteriores modificaciones (la “Ley de Sociedades Anónimas”). El mandato de los actuales miembros del Consejo de Administración finalizará en la fecha en que se celebre la Junta General Ordinaria del año 2012. Principales responsabilidades y atribuciones Además de las competencias establecidas en la Ley, también constituyen responsabilidades y atribuciones del Consejo las siguientes:

• resolver previamente sobre los contratos celebrados entre la Compañía y cualquiera de sus accionistas o sociedades que sean controladoras de éstos, por éstos controladas o cuyo control sea ejercido en conjunto con otras sociedades;

• resolver sobre la enajenación de bienes que integran el activo fijo de la Compañía o la constitución de gravámenes reales sobre los mismos, así como la prestación de garantías a terceros, cuyo importe individual sea igual o superior a la cifra de catorce millones de reales;

• autorizar la emisión de valores con la finalidad de captar recursos en los mercados financieros, ya sea por medio de obligaciones no convertibles, pagarés de empresa, papeles comerciales u otros instrumentos financieros negociables;

• aprobar el Plan Director, el Plan Plurianual y Estratégico y el Presupuesto Anual, así como sus modificaciones y revisiones ulteriores.

Con el propósito de ampliar la eficacia de sus acciones, desde el año 2006 el Consejo tiene constituida en su seno una estructura de cinco comités abocados a temas específicos:

1. Comité de Apoyo al Consejo de Administración; 2. Comité de Gobierno Corporativo; 3. Comité de Recursos Humanos; 4. Comité de Estrategia; 5. Comité de Finanzas; y 6. Comité de Auditoría y Control de Riesgos.

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Cualificación y retribución El Consejo de Administración está integrado por miembros altamente cualificados con formación en distintos campos del conocimiento, tales como administración de empresas, ingeniería, derecho y ciencias económicas, en cumplimiento de la buena práctica de incorporar un amplio espectro de competencias y experiencias en la gestión de negocios. La retribución de los consejeros se fija en un 20% del promedio de las retribuciones percibidas por los miembros de la Junta Directiva de la Compañía y no incluye la opción de adquisición de acciones. La composición del Consejo de Administración de la Compañía y las respectivas hojas de vida de sus miembros se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Comité de Auditoría y Control Además de las atribuciones previstas en la Ley de Sociedades Anónimas, con el fin de cumplir los requerimientos establecidos en la Ley Sarbanes-Oxley, a la que estamos sujetos por tener nuestras acciones inscritas en la Securities and Exchange Commission (SEC), optamos por acogernos a lo dispuesto en el Exchange Act, punto 10-3a, reglamentado por la normativa 82-1234 de la SEC, por el que se establece que los roles que deben desempeñar los Comités de Auditoría y Control conforme a lo definido en la Ley Sarbanes-Oxley podrán ser atribuibles al Consejo de Auditoría de la Compañía. Junta Directiva Reuniones La Junta Directiva suele reunirse una vez a la semana. Durante el año 2009 se celebraron 59 sesiones de dicho órgano. Composición, elección y mandato Nuestra Junta Directiva está integrada por nueve Directores Ejecutivos, elegidos por el Consejo de Administración para un mandato de tres años, pudiendo ser reelegidos o destituidos en cualquier momento por el Consejo. Las atribuciones individuales de cada uno de los Directores Ejecutivos son fijadas por el Consejo de Administración y se recogen en los Estatutos Sociales de la Compañía. Los Directores Ejecutivos ejercen sus cargos en régimen de tiempo integral y de dedicación exclusiva al servicio de la Compañía, permitiéndoseles el ejercicio simultáneo y no remunerado de cargos en la estructura administrativa de las sociedades filiales y participadas de Cemig, previo acuerdo del Consejo de Administración. No obstante lo anterior, han de ejercer obligatoriamente los cargos correspondientes en las filiales Cemig Distribuição, S.A. y Cemig

Geração e Transmissão, S.A.. El mandato de los actuales miembros de la Junta Directiva finalizará en la fecha en que se celebre la primera reunión del Consejo de Administración siguiente a la Junta General Ordinaria del año 2012.

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Principales responsabilidades y atribuciones Entre las atribuciones individuales de los Directores Ejecutivos, fijadas por el Consejo de Administración y establecidas en los Estatutos Sociales de la Compañía, se encuentran las siguientes:

• realizar la gestión corriente de los negocios de la Compañía, de conformidad con lo establecido en los Estatutos Sociales, en el Plan Director, en el Plan Plurianual y Estratégico y en el Presupuesto Anual;

• resolver sobre la enajenación de bienes que integran el activo fijo de la Compañía o la constitución de gravámenes reales sobre los mismos, así como la prestación de garantías a terceros, cuyo importe sea inferior a la cifra de catorce millones de reales.

La composición de la Junta Directiva de la Compañía y las respectivas hojas de vida de sus miembros se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Consejo de Auditoría Reuniones Durante el año 2009 se celebraron 10 sesiones del Consejo de Auditoría. Composición, elección y mandato Contamos con un Consejo de Auditoría permanente, compuesto por cinco miembros titulares y sus respectivos suplentes, elegidos por la Junta General Ordinaria para un mandato de un año, pudiendo ser reelegidos del modo siguiente:

• un miembro elegido por los tenedores de acciones preferentes;

• un miembro elegido por los tenedores de acciones ordinarias que no pertenezcan al grupo de control y que representen un porcentaje del 10% del capital social, como mínimo; y

• tres miembros elegidos por el accionista mayoritario. Principales responsabilidades y atribuciones Además de las atribuciones previstas en la Ley de Sociedades Anónimas, con el fin de cumplir los requerimientos establecidos en la Ley Sarbanes-Oxley, a la que estamos sujetos por tener nuestras acciones inscritas en la Securities and Exchange Commission (SEC), optamos por acogernos a lo dispuesto en el Exchange Act, punto 10-3a, reglamentado por la normativa 82-1234 de la SEC, por el que se establece que los roles que deben desempeñar los Comités de Auditoría y Control conforme a lo definido en la Ley Sarbanes-Oxley podrán ser atribuibles al Consejo de Auditoría de la Compañía. Cualificación y retribución El Consejo de Auditoría es un órgano multidisciplinario y está integrado por miembros altamente cualificados con formación en distintos campos del conocimiento, tales como ciencias contables, ciencias económicas y administración de empresas. La retribución de los consejeros se establece en un 10% del promedio de las retribuciones percibidas por los miembros de la Junta Directiva.

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La composición del Consejo de Auditoría de la Compañía y las respectivas hojas de vida de sus miembros se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Ley Sarbanes-Oxley Cemig obtuvo la certificación de su sistema de control interno orientado a mitigar los riesgos relacionados con la preparación y publicación de los estados financieros de la Compañía, la cual se ha emitido de conformidad con lo establecido en la sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley y en las normas del Public Company Accounting Oversight Board (PCAOB), que integra el Formulario 20-F relativo al ejercicio social terminado el 31 de diciembre de 2006, el cual fue inscrito en los registros oficiales de la Securities and Exchange Commission (SEC) de EE.UU. con fecha 23 de julio de 2007. En relación con los estados financieros del ejercicio 2008, se estableció un enlace entre los controles y las cuentas contables potencialmente significativas. Asimismo, se validó el diseño de los procesos y de los controles clave destinados a mitigar los riesgos relacionados con la preparación de los estados financieros del ejercicio. Gestión de riesgos corporativos La gestión de riesgos corporativos constituye una importante herramienta de gestión que integra las prácticas de buen gobierno de la Compañía, encontrándose alineada con su planificación estratégica y contribuyendo a establecer los objetivos a alcanzar por cada uno de sus negocios. Cabe destacar los diversos comités internos constituidos a los efectos de gestionar los riesgos corporativos, tales como el comité de gobierno corporativo, el comité de cumplimiento y conformidad con la Ley Sarbanes-Oxley, el comité de priorización del presupuesto, el comité de auditoría interna, el comité de gestión de los riesgos relacionados con la energía, el comité de control y gestión, entre otros. La estructura de gestión de riesgos corporativos fue implementada inicialmente en el año 2003. En 2004 se llevó a cabo la primera revisión de la matriz de riesgos y en el bienio 2005-2006 se efectuó la segunda revisión, ambas con el objetivo de identificar alteraciones con respecto al nivel de desempeño esperado de cada uno de los procesos. Las revisiones han puesto de manifiesto una sensible mejora de los controles estratégicos, así como un compromiso creciente con la implementación de los planes de acción mitigadores que se han propuesto, lo que ha tenido como consecuencia la reducción del impacto financiero y de la probabilidad de materialización de determinados riesgos. La metodología de evaluación de riesgos que utiliza Cemig es la metodología ORCA (acrónimo para “Objetivos, Riesgos, Controles Internos y Alineación”), cuya implementación estuvo a cargo de un consultor externo. La metodología está enfocada en la manera cómo una organización define y prioriza sus estrategias y objetivos con el propósito de identificar riesgos que pueden influir en la consecución de dichos objetivos. La metodología ORCA identifica y evalúa los riesgos desde la doble perspectiva de su impacto económico y de la probabilidad de ocurrencia de los mismos. Con el propósito de garantizar la integridad, la confidencialidad de la información y la agilidad del proceso de revisión periódica de la matriz de riesgos corporativos, se ha desarrollado el Sistema de Gestión Integrada de Riesgos (SGIR), el cual se construye sobre la base de la metodología mencionada anteriormente. Por otra parte, la Compañía pone a disposición de los empleados información precisa sobre este proceso a través de la red de intranet corporativa,

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lo que permite el seguimiento dinámico y continuo de los riesgos identificados por los gestores. Estructura funcional El principal factor determinante para la adopción de la actual estructura funcional de la Compañía se refiere a la gestión descentralizada de los riesgos, poniendo de manifiesto el carácter corporativo y matricial de las funciones, tales como el monitoreo centralizado por la Gerencia de Gestión de Riesgos Corporativos, que produce información relevante desde una visión sistémica, además de atender los requerimientos del Comité de Gestión de Riesgos Corporativos, encargado de analizar y dar cumplimiento a las decisiones del Consejo de Administración y de la Junta Directiva. Retos Los principales retos planteados para la gestión de riesgos corporativos son los siguientes:

• Perfeccionamiento de la metodología de estimación de la exposición financiera a los riesgos, a fin de proporcionar la mayor objetividad posible a la evaluación efectuada por los gestores, brindando a la Alta Dirección mayor seguridad en el proceso de toma de decisiones. Los resultados esperados son la mejora de la calidad de la información relacionada con la matriz y la garantía y cumplimiento de las directrices emanadas de la política de gestión de riesgos corporativos.

• Creación de informes estandarizados con vistas a atender las necesidades de información de los diversos centros de decisión de la Compañía.

Declaración de Principios Éticos y el Código de Conducta Profesional En mayo de 2004, el Consejo de Administración aprobó la Declaración de Principios Éticos y el Código de Conducta Profesional de Cemig, reglamentos que tienen el objetivo de perfeccionar el sistema de gobierno corporativo y ampliar la transparencia de la Compañía. La Declaración de Principios Éticos y el Código de Conducta Profesional están consolidados bajo 11 Principios que establecen las conductas y valores éticos inherentes a la cultura corporativa de la Compañía. Estos reglamentos se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Comisión de Ética El 12 de agosto de 2004 se constituyó la Comisión de Ética de Cemig, integrada por tres miembros titulares y tres suplentes, la cual está encargada de gestionar el cumplimiento de las disposiciones contenidas en la Declaración de Principios Éticos y en el Código de Conducta Profesional de la Compañía. La Comisión de Ética recibe y da curso a todas las denuncias de violación de las disposiciones éticas contenidas en los reglamentos de la Compañía, siempre y cuando el denunciante esté debidamente identificado. Las denuncias deben remitirse mediante documento escrito y firmado por el interesado a la siguiente dirección: Avenida Barbacena, n.° 1200, SA/17°/B2, acompañadas de las pruebas correspondientes (declaraciones de testigos, documentos comprobatorios u otros medios idóneos). La Comisión también cuenta con un correo electrónico y un teléfono de contacto ampliamente difundidos entre todos los empleados de la Compañía.

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En diciembre de 2006 se inauguró el “Canal de Denuncias Anónimas”, el cual está disponible por la red de intranet corporativa, y que tiene por finalidad recibir, evaluar y dar curso a las investigaciones de denuncias de prácticas irregulares contrarias a los intereses de la Compañía, tales como: 1) fraudes financieros, incluyendo la adulteración, falsificación o supresión de documentos financieros, fiscales y contables; 2) apropiación indebida de bienes y recursos; 3) recepción de ventajas indebidas por parte de directivos y empleados; y 4) contrataciones ilegales. Este canal representa un avance más hacia la transparencia, la corrección y la ampliación de las prácticas de buen gobierno adoptadas por la Compañía, promoviendo el perfeccionamiento de la gestión de nuestros negocios y reafirmando nuestros preceptos éticos.

POSICIÓN DE LOS ACCIONISTAS CON MÁS DEL 5% DEL CAPITAL CON DERECHO A VOTO FECHA DE REFERENCIA: 30.09.2010

ACCIONISTA ACCIONES ORDINARIAS

(miles) (%)

ACCIONES PREFERENTES (miles)

(%) NÚMERO TOTAL

DE ACCIONES (miles)

(%)

Estado de Minas Gerais 151.993.292 50,96 - 0,00 151.993.292 22,27

Otros entes estatales 40.197 0,01 7.057.472 1,84 7.097.669 1,00

Total Accionista de Control 152.033.489 50,97 7.057.472 1,84 159.090.961 23,31

AGC Energia, S.A. 98.321.592 32,96 - 0,00 98.321.592 14,41

Nota: La accionista AGC Energia, S.A. es una filial íntegramente participada por la sociedad Andrade Gutierrez

Concessões, S.A., una compañía cotizada en bolsa inscrita en CVM.

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ACCIONES PROPIEDAD DEL ACCIONISTA DE CONTROL, DIRECTIVOS Y MIEMBROS DEL CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN Y DEL CONSEJO DE AUDITORÍA

A 30.09.2010 A 30.09.2009

ON PN ON PN

ACCIONISTA DE CONTROL 152.033.489 7.057.472 138.212.264 6.415.884

CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN 8.687 481 110 438

D. Adriano Magalhães Chaves 1 - 1 -

D. Aécio Ferreira da Cunha 1 - - -

D. Antônio Adriano Silva 1 - 1 -

D. Arcângelo Eustáquio Torres Queiroz 1 - - -

D. Cezar Manoel de Medeiros 1 - 1 -

D. Djalma Bastos de Morais - 55 - 50

D. Eduardo Borges de Andrade - 1 - -

D. Fernando Henrique Schuffner Neto - 424 - 386

D. Francelino Pereira dos Santos 1 - 1 -

D. Franklin Moreira Gonçalves 1 - 1 -

D. Guilherme Horta Gonçalves Junior 1 - 1 -

D. Guy Maria Villela Paschoal 11 - 10 -

D. João Camilo Penna 1 1 1 1

D. Lauro Sérgio Vasconcelos David 1 - 1 -

D. Luiz Antônio Athayde Vasconcelos 1 - 1 -

D. Marco Antônio Rodrigues da Cunha 1 - 1 -

D.a Maria Estela Kubitscheck Lopes 1 - 1 -

D. Newton Brandão Ferraz Ramos 1 - - -

D. Otávio Marques de Azevedo - 1 - -

D. Paulo Márcio de Oliveira Monteiro - 421 - -

D. Paulo Roberto Reckziegel Guedes - 1 - -

D. Paulo Sérgio Machado Ribeiro 96 1 88 1

D. Renato Torres de Faria - 1 - -

D. Ricardo Antônio Mello Castanheira 1 - - -

D. Ricardo Coutinho de Sena - 1 - -

D. Saulo Alves Pereira Júnior - 1 - -

D. Sérgio Alair Barroso 1 - 1 -

D. Tarcísio Augusto Carneiro 2.201 280 - -

JUNTA DIRECTIVA 9 479 9 436

D. Djalma Bastos de Morais - 55 - 50

D. Arlindo Porto Neto 1 - 1 -

D. Bernardo Afonso Salomão de Alvarenga 1 - 1 -

D. Fernando Henrique Schuffner Neto - 424 - 386

D. José Carlos de Mattos - - - -

D. Luiz Fernando Rolla 6 - 6 -

D. Luiz Henrique de Castro Carvalho - - - -

D. Marco Antônio Rodrigues da Cunha 1 - 1 -

D. Márcio Augusto Vasconcelos Nunes - - - -

CONSEJO DE AUDITORÍA 4.400 - - -

D. Aliomar Silva Lima - - - -

D. Ari Barcelos da Silva - - - -

D. Aristóteles Luiz Menezes Vasconcellos Drummond

- - - -

D. Helton da Silva Soares - - - -

D. Luiz Guarita Neto - - - -

D. Marcus Eolo de Lamounier Bicalho - - - -

D. Newton de Moura - - - -

D. Rafael Cardoso Cordeiro 4.400 - - -

D. Thales de Souza Ramos Filho - - - -

D. Vicente de Paulo Barros Pegoraro - - - -

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ACCIONES EN CIRCULACIÓN (NO SE INCLUYEN LAS ACCIONES PROPIEDAD DEL GOBIERNO DEL ESTADO DE MINAS GERAIS) (*)

FECHA ACCIONES

ORDINARIAS (%) ACCIONES PREFERENTES (%)

NÚMERO TOTAL DE ACCIONES

(%)

30.09.2010 146.229.446 49,03 376.794.855 98,09 523.024.301 76,64 30.09.2009 132.934.068 49,03 342.541.418 98,09 475.475.486 76,64

(*)El número total de acciones se ha modificado como consecuencia del hecho corporativo producido durante el ejercicio 2010.

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INFORME DE REVISIÓN LIMITADA DE LOS AUDITORES EXTERNOS

A los Señores Accionistas y Miembros del Consejo de Administración de

CEMIG – COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS:

1. Hemos efectuado una revisión limitada de los estados financieros intermedios (“ITR”) de CEMIG – COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS (la “Compañía”) y los estados financieros intermedios consolidados de CEMIG – COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS y Sociedades Participadas, que comprenden el balance de situación a 30 de septiembre de 2010 y la cuenta de resultados, el estado de cambios en el patrimonio neto y el estado de flujos de efectivo, así como el informe de resultados consolidados y las notas explicativas que se acompañan, todo ello correspondiente al período de tres meses terminado en dicha fecha, cuya formulación es responsabilidad de los administradores de la Compañía. Nuestro trabajo no incluyó el examen de los estados financieros intermedios de algunas sociedades participadas puestas en equivalencia, los cuales han sido examinados por otros auditores externos. Nuestra revisión limitada sobre los estados financieros intermedios se basa, en lo relativo a estas sociedades participadas, únicamente en los informes de los otros auditores. De acuerdo con estos informes, las inversiones de la Compañía en estas sociedades ascienden a 558,2 millones de reales a 30 de septiembre de 2010, lo que representa un 4,5% de los activos totales, y suponen un beneficio de 48,1 millones de reales, lo que representa un 3,8% del resultado del período de nueve meses terminado en dicha fecha. En lo que respecta a las cifras consolidadas, los activos totales contabilizados por el método de consolidación proporcional ascienden a 1.862,6 millones de reales a 30 de septiembre de 2010, lo que representa un 5,9% de los activos totales.

2. Nuestra revisión se ha realizado de acuerdo con las normas establecidas por el Instituto de Auditores Independientes de Brasil (“Ibracon”) en conjunto con el Consejo Federal de Contabilidad (“CFC”) para la revisión limitada de estados financieros correspondientes a períodos intermedios, y consistieron fundamentalmente en: (a) realizar entrevistas e indagaciones al personal responsable de los asuntos contables, financieros y operativos de la Compañía y de sus sociedades participadas, al efecto de evaluar el sistema establecido para la preparación de los estados financieros intermedios; y (b) proceder al análisis de la información contable y de los hechos posteriores que podrían tener efectos significativos sobre la situación financiera y las operaciones de la Compañía y de sus sociedades participadas. Estas normas establecen un alcance que es sustancialmente menor al de una auditoría, cuyo objetivo es expresar una opinión sobre los estados financieros tomados en su conjunto.

3. Con base en nuestra revisión limitada y en la revisión realizada por otros auditores externos, no

tuvimos conocimiento de modificaciones significativas que deban hacerse a los estados financieros intermedios que se acompañan a fin de que estén presentados de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Brasil y con las normas emitidas por la Comisión Nacional del Mercado de Valores de Brasil (“CVM”), específicamente aplicables a la preparación obligatoria de los estados financieros de períodos intermedios.

4. Tal y como se menciona en la nota 2.2 a los estados financieros intermedios adjuntos, en el transcurso

del año 2009 CVM aprobó pronunciamientos e interpretaciones técnicas emitidos por el Comité de Pronunciamientos Contables (“CPC”), vigentes a partir del 1 de enero 2010, por los que se han introducido cambios en los principios contables brasileños. De acuerdo a lo facultado por la Resolución CVM N.º 603/09, la Administración de la Compañía ha optado por presentar sus estados financieros intermedios con base en las normas contables vigentes hasta el 31 de diciembre de 2009, con lo que no se ha acogido a la aplicación de la nueva normativa para el ejercicio 2010. En atención a lo requerido en la mencionada Resolución CVM N.º 603/09, se han presentado en la citada nota 2.2 las razones por las que no aún no es posible evaluar y medir razonablemente los efectos de la nueva normativa contable en el resultado y en el patrimonio neto de la Compañía.

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5. Tal y como se describe en las notas 7, 17 y 22 a los estados financieros intermedios adjuntos, la Compañía y sus sociedades participadas tienen registrados activos y pasivos afectos a las operaciones de compra y venta de electricidad y a otras transacciones realizadas en el ámbito de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”, anteriormente denominada “MAE”). Dichos activos y pasivos se han reconocido con base en los cálculos realizados por la CCEE para las transacciones efectuadas hasta la fecha 30 de septiembre de 2010, los cuales podrían modificarse como consecuencia de las resoluciones judiciales que se dicten respecto de las demandas interpuestas por empresas del sector eléctrico en contra de la interpretación que se hizo de las reglas del mercado mayorista de energía eléctrica, vigentes en la época en que se efectuaron las referidas transacciones.

6. Los estados financieros intermedios de Fundação de Seguridade Social Braslight, entidad gestora de fondo de pensiones promovida por la sociedad de control conjunto Light, S.A., correspondientes al período de tres meses terminado el 31 de marzo de 2010, han sido auditados por otros auditores externos, quienes con fecha 6 de mayo de 2010 emitieron un informe conteniendo un párrafo de énfasis relacionado con la existencia de un saldo por importe de 138,6 millones de reales, relativo a créditos fiscales provenientes de una sentencia judicial ejecutoriada que permite a la entidad gozar de exención tributaria. De acuerdo con las proyecciones de los administradores de la entidad, estos créditos fiscales podrán compensarse en un lapso aproximado de diez años con los impuestos a retener en los años siguientes. La realización futura de este activo está sujeta a la continuidad del proceso de compensación por parte de la Administración Federal de Impuestos (“SRF”, por sus siglas en portugués), el cual se encuentra suspendido desde septiembre de 2005. De mantenerse la suspensión, la entidad podría constituir una provisión técnica por el importe del activo. Este activo se destina a la cobertura de las reservas actuariales de la entidad y ha sido deducido al momento de calcularse el déficit actuarial de las sociedades promotoras, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CVM Nº 371/00. En el supuesto de que fuera constituida la citada provisión, el efecto proporcional en el resultado consolidado ascenderá a 35,4 millones de reales.

7. A 30 de septiembre de 2010, las sociedades Brasnorte Transmissora de Energia, S.A. y Taesa Serviços,

Ltda., participadas indirectamente por la Compañía, presentan pérdidas acumuladas. La recuperación de los importes reconocidos en el balance de situación consolidado bajo los epígrafes “Inversiones” (100,8 millones de reales) e “Inmovilizado” (90,0 millones de reales) dependerá del éxito de las operaciones futuras de dichas sociedades, que seguirán dependientes de aportaciones financieras por parte de los demás accionistas o de terceros hasta que sus operaciones sean rentables. En los estados financieros consolidados se han registrado los importes proporcionales de 57,1 millones de reales y de 51,0 millones de reales, respectivamente, correspondientes a la participación de la Compañía en dichas sociedades.

8. La sociedad Madeira Energia, S.A. (Mesa), participada indirectamente por la Compañía, y su sociedad

participada Santo Antônio Energia, S.A., han incurrido en gastos relacionados con el desarrollo del proyecto de construcción de la central hidroeléctrica de Santo Antônio, los cuales serán compensados por los ingresos futuros provenientes de sus operaciones, según las proyecciones financieras elaboradas por los administradores de la sociedad. De acuerdo con los administradores de la sociedad, la realización del Inmovilizado consolidado constituido por dichos gastos, que a 30 de septiembre de 2010 ascienden a 5.604,7 millones de reales, se producirá a partir de la fecha de inicio de las operaciones de la hidroeléctrica, prevista para diciembre de 2011. En los estados financieros consolidados se ha registrado el importe proporcional de 560,5 millones de reales, correspondientes a la participación de la Compañía en dichas sociedades.

En Belo Horizonte, a 12 de noviembre de 2010. KPMG Auditores Independentes Marco Túlio Fernandes Ferreira

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