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1
• Dirección de Finanzas y Participaciones• Dirección de Relaciones con los Inversores
• Dirección de Finanzas y Participaciones• Dirección de Relaciones con los Inversores
1er TRIMESTRE DE 2001Presentación
1er TRIMESTRE DE 2001Presentación
2
HECHOS DESTACADOS
RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN
CUENTA DE RESULTADOS
PERSPECTIVAS
AGENDA
3
DESTACADOS
- Pérdidas netas MI R$ (12,5)
- Desembolso de capital MI R$ 140,7
- Patrimonio neto de los accionistas MI R$ 6.633
- Deuda MI R$ 3.140
- Capacidad instalada de generación MW 5.633
- Generación propia de electricidad GWh 5.902
- Total ventas GWh 11.435
- Nuevas conexiones (1er Trim. 01) GWh 44.255
- Clientes # 5.186
CEMIG al final del 1er trimestre de 2001
4
Programa de renuncia voluntaria: 565 empleados
FORLUZ: CVM nº 371 de 13/12/2000 reconocimiento de pasivo no consolidado con Forluz;
Renegociación de deuda: 41,2 MI $ EE.UU.;
Pérdidas por devaluación del 10,5 %
HECHOS FUNDAMENTALESHECHOS FUNDAMENTALES
1ER Trimestre 2001DESTACADOS
5
Requisitos Mercado cautivo
Mercado libre
Contratos iniciales y energía a corto plazo
4.909 GWh
4.741 GWh
1.375 GWh
TotalEnergía
11.435 GWhCrecimiento
8,7%
Pérdidas 7,7% 945 GWh
Crecimiento7,6%
BALANCE ENERGÉTICO1ER TRIMESTRE DE 2001BALANCE ENERGÉTICO1ER TRIMESTRE DE 2001
Suministro a centrales de terceros
410 GWh
Energía disponible para venta 12.380 GWh
Energía generada 6.515 -18,1%
Generación propia 5.902
Producción en centrales de terceros 432
Generación de subsidiarias 181
Energía adquirida 5.865 71,1%
Itaipu 3.439
Otras instalaciones 832
Energía a corto plazo 1.579
Cargas aisladas 15
Coruripe -
6
Ingresos netos de explotación
Gastos de explotación
EBITDA
Pérdidas netas
Margen de explotación
Margen EBITDA
Ventas (GWh)
Valores en miles de R$
929.383
786.009
266.607
(12.510)
15,4 %
28,7 %
11.435
Hasta marzo de 2001
14,2 %
15,7 %
5,9 %
(115,2) %
(6,7) %
(7,3) %
8,7 %
DESTACADOS
7
INSTALACIONES CAPACIDAD
INSTALADA Kw
PRODUCCIÓN
MWh(1ER TRIM./01)
CRECIMIENTO
1ER TRIM./01 1ER TRIM./00
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 5.384.784 5.678.449 (20,1)
1. SÃO SIMÃO 1.710.000 2.863.422 (3,0)
2. EMBORCAÇÃO 1.192.000 354.333 (46,2)
3. NOVA PONTE 510.000 329.079 (34,8)
4. JAGUARA 424.000 617.714 (16,8)
5. TRÊS MARIAS 396.000 384.400 (11,3)
6. VOLTA GRANDE 380.000 431.343 (37,5)
7. MIRANDA 408.000 317.498 (40,1)
8. SALTO GRANDE 102.000 123.161 (25,1)
9. OTRAS (INCLUIDO EL 14,5 % DE IGARAPAVA) 262.784 257.499 (36,5)
CENTRALES TÉRMICAS 131.440 223.050 10,4
PARQUE EÓLICO 1.000 32 (68,7)
AFILIADOS 118.000 180.667 14,0
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SÁ CARVALHO 78.000 108.205
CENTRAL TÉRMICA IPATINGA 40.000 72.462
TOTAL DE CEMIG 5.635.224 6.082.198 (18,6)
CENTRALES DE TERCEROS EXPLOTADAS POR CEMIG 379.550 432.043
PRODUCCIÓN AFECTADA POR LAS LLUVIAS
DESTACADOS
8VENTAS DE ENERGÍA FACTURADA NO CONSOLIDADAS FACTURADAS - GWh
2.932
3.0532.994
32563323
3171
2.500
2.700
2.900
3.100
3.300
3.500
JAN FEB MAR
GW
H
1st Q 00 1st Q 01
DESTACADOS
9VENTAS FACTURADAS POR CATEGORÍA EN GWh
CATEGORÍA 1Trim.2001 1Trim.2000 VARIACIÓN %
Total ventas 9.750 10.459 (6,8)
Venta al por menor 9.597 8.939 7,4
Residencial 1.922 1.898 1,3
Industrial 5.709 5.216 9,5
Comercial 972 906 7,3
Rural 371 316 17,4
Entidades públicas 129 126 2,4
Alumbrado público 243 234 3,8
Servicios públicos 237 227 4,4
Consumo propio 14 16 (12,5)
Venta al por mayor 153 1.520 (89,9)
Concesionarias MG 53 41 29,3
Contratos bilaterales 100 20 400,0
Energía a corto plazo - 1.459 (100,0)
DESTACADOS
10
-2
0
2
4
6
8
10
12
Total Residential Industrial Commercial
CONSUMO CRECIMIENTO
%Últimos 15 mesesD
ESTACADOS
11ÍNDICES DERENDIMIENTO
DESCRIPCIÓN
EBITDA (millones de R$) 1.033,0 852,1 1.184,8 266,6 251,8
Margen EBITDA (%) 43,2 29,8 32,7 28,7 30,9
Gastos operativos (Coste/MWh) - R$ 50.19 74,7 68,9 82,1 64,9
Margen de explotación (%) 20,2 14,1 19,3 15,4 16,5
RENTA SOBRE PATRIMONIO (%) 6.41 0,4 5,3 (0,2) 1,1
Consumidores por empleado 391.3 418,5 445,7 447,2 425,7
Energía vendida por empleado/MWh 3.282,0 3.332,0 3.661,0 995,6 899,3
1ER
T/001ER
T/011998 1999 2000
DESTACADOS
12MEJORA DE LA PRODUCTIVIDAD
4.2
48
4.4
73
4.7
23
4.9
17
5.1
41
51
86
11.53611.73211.961
12.71815.060
11596
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
1996 1997 1998 1999 2000 1st Q 01
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
Customers Employees
PDI
EXPLOTACIÓN
1998 1999 2000 1T2001Consumidores por empleado 391 418 446 447MWh vendidos/Empleado 3.882 3.332 3.661 996Gastos de personal por ingresos netos (%) 19,2 16,0 14,2 14,7 Ingresos netos por gastos 0,73 0,86 0,81 0,85 Tasa de valor añadido 1,38 1,16 1,24 1,18 Crecimiento de ventas (%) 2,20 (0,03) 7,00 7,7 Gastos de explotación/MWh 45,2 62,5 68,9 82,1
13
EBITDA + 6.0 %
60
267305
336
292
252
229
296
268
-
50
100
150
200
250
300
350
400
1T99 2T99 3T99 4T99 1T00 2T00 3T00 4T00 1T01
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
EBITDA (Millones de R$) Margen EBITDA
267
252
1T2001 1T2000
EBITDA
EXPLOTACIÓN
14RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN
NÚMERO DE EMPLEADOS CLIENTES POR EMPLEADO
11.961
11.732
11.536 11.596
1998 1999 2000 mar/01
391
418
446 447
1998 1999 2000 mar/01
DESTACADOS
15
EXPLOTACIÓN
RENDIMIENTO DE EXPLOTACIÓN
DEC - Duración equivalente de interrupciones por consumidor
FEC - Frecuencia equivalente de interrupciones por consumidor
2,67 1,71 2,273,33 3,6
1,77 1,24 1,423,94
2,13
0
3
6
9
12
15
18
DEC FEC
1T00 2T00 3T00 4T00 1T01
16CRECIMIENTO DE LOS BENEFICIOS
EXPLOTACIÓN
82
136
10691
-13
-100
0
100
200
R$
mil
lio
n
1Q00 2Q00 3Q00 4Q00 1Q01
17
Pérdidas netas(R$ 12,5 MI)
Beneficio netoR$ 82,4 MI
Resultados atípicos(R$ 22,7 MI)
Pérdidas financieras(R$ 136,7 MI)
Resultados de explotaciónR$ 143,4 MI
Resultados atípicos(R$ 11,0 MI)
Resultados financierosR$ 13,4 MI
Resultados de explotaciónR$ 134,6 MI
1Trim./01 1Trim./00
EXPLOTACIÓN
BALANCES DE RESULTADOS
18INGRESOS Y GASTOSDE EXPLOTACIÓN
179143
212171
135113
182159
(51)
-75
75
225
375
525
675
825
975
1Q/99 2Q/99 3Q/99 4Q/99 1Q/00 2Q/00 3Q/00 4Q/00 1Q/01Operating Revenue (Net) Operating Expenses Operating Result
-8,7
22,8
18,6
15,4
21,3
20
16,614,6
21,6
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
1Q/99 2Q/99 3Q/99 4Q/99 1Q/00 2Q/00 3Q/00 4Q/00 1Q/01
Operating Margin (%)
EXPLOTACIÓN
19
Gastos de explotación en 2001R$ 786,0 MI
Servicios subcontratadosR$ 45,8 MI
SuministrosR$ 17,0 MI
Energía adquiridaR$ 232,4 MI
Mano de obraR$ 136,6 MI
DepreciaciónR$ 123,2 MI Royalties
R$ 10,9 MI
OtrosR$ 82,6 MI
CCCR$ 71,4 MI
Cargos uso de redR$ 66,0 MI
GASTOS DE EXPLOTACIÓN
23,3%
14,5%
5,2%
0,8%
17,8%
13,0 %
11,4 %
32,2 %
110,8 %
15,7 %
EXPLOTACIÓN
20GASTOS DE EXPLOTACIÓN
Mano de obraR$ 136,6 MI
13,0 %
14,5 %
Servicios subcontratadosR$ 45,8 MI
13,0 %
SuministrosR$ 17,0 MI
11,4 %
DepreciaciónR$ 123,2 MI
5,2 %
ProvisionesR$ 43,2 MI
1482,5 %
Gastos de explotación R$ 786,0 MI
OtrosR$ 19,6 MI
( 8,7 ) %
Controlables 18,4 %No controlables
Energía adquiridaR$ 232,4 MI
23,4 %
CCCR$ 71,4 MI
0,8 %
RoyaltiesR$ 10,9 MI
39,2 %
Cargos uso de redR$ 66,0 MI
17,8 %
CCCR$ 71,4 MI
34,5 %
Tasa de inspecciónR$ 3,3 MI
21,0 %
EXPLOTACIÓN
21
Resultados financieros(R$ 141,0 millones)
IngresosR$79,0 millones
Gastos(R$97,2 millones)
Pérdidas por devaluación
(R$122,9 millones)
IngresosR$29,8 millones
Gastos(R$41,9 millones)
Pérdidas por devaluación
(R$25,5 millones)
Resultados financieros(R$13,4 millones)
RESULTADOS FINANCIEROS
1Trim.20001Trim.2001F I NANC I E RO S
22RESULTADOS FINANCIEROS
Valores en miles de R$
F I NANC I E RO S
1Trim.2001 1Trim.2000 VARIACIÓN %
CRC acuerdo de asignación - Intereses 15.205 14.784 2,85
CRC Intereses sobre atrasos 10.112 3.812 165,27
CRC Variación monetaria 17.444 - -
Cargos sobre facturas vencidas 9.126 6.959 31,14
Ingresos de inversiones a corto plazo 12.937 4.468 189,55
Otros ingresos (gastos) netos 18.624 (183) -
Intereses sobre el capital propio (44.872) (33.376) 34,44
Cargos de intereses - FORLUZ (40.573) - -
Cargos sobre impuestos (4.033) (3.936) 2,46
Pérdidas inflacionistas (2.920) (3.134) (6,83)
CPMF (4.891) (9.575) (48,92)
Provisión para desvalorización de títulos negociables 5.063 4.764 6,28
Ventas de energía pagadas por anticipado (9.341) 3.325 -
PÉRDIDAS POR TRANSACCIONES EN MONEDA EXTERNA
Préstamos y financiación (119.736) 24.538 -
Obligaciones del Tesoro brasileño 7.480 (1.513) -
Electricidad adquirida de Itaipu (10.651) 2.485
TOTAL (141.026) 13.418 -
23
Resultados atípicos(R$ 22,7 MI)
Resultados atípicos(R$ 10,9 MI)
Gastos ( R$ 24,7 MI )
IngresosR$ 1,9 MI
IngresosR$ 2,3 MI
1Trim./01 1Trim./00
Gastos(R$ 13,2 MI)
RESULTADOS ATÍPICOS
F I NANC I E RO S
24
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
R$ m
illo
nes
.
1997 1998 1999 2000 1T2001
Ingresos (netos) Deuda EBITDA
Una sólida situación financiera
F I NANC I E RO S
25
Millones de R$ a 31 de marzo de 2001Millones de R$ a 31 de marzo de 2001
VENCIMIENTO DE DEUDAS
58,8 66,7 55,5 54,1 56,122,4
44,665 68,9 73 77,4
82,1 82,2 62,7 66,4 68,1 62,9
62
50,6
463,9
503,4
228,5
162,7200,5
41,6
11,1
86,2
13,718,4 13,7 13,8 7,818,5
1314,420,5
76,8
14,4 11,5 11,5
8,8
6,1
0
100
200
300
400
500
600
700
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 a2024
LO CAL CURRENCY (O THERS) LO CAL CURRENCY (FO RLUZ) FO REIGN CURRENCY
PERSPECTIVAS
26
Estrecha relación entre los bonos de Cemigy los bonos estatales en 2001EUROBÔNUS
5.00%
7.00%
9.00%
11.00%
13.00%
15.00%
17.00%
19.00%
21.00%
23.00%
Feb-1
998
Mar-1
998
Apr-1
998
May-1
998
Jun-1
998
Jul-1
998
Aug-1
998
Sep
-1998
Oct-1
998
Nov-1
998
Dec-1
998
Jan-1
999
Feb-1
999
Mar-1
999
Apr-1
999
May-1
999
Jun-1
999
Jul-1
999
Aug-1
999
Sep
-1999
Oct-1
999
Nov-1
999
Dec-1
999
Jan-2
000
Feb-2
000
Mar-2
000
Apr-2
000
May-2
000
Jun-2
000
Jul-2
000
Aug-2
000
Sep
-2000
Oct-2
000
Nov-2
000
Dec-2
000
Jan-2
001
Feb-2
001
Mar-2
001
YIE
LD
(a.
a.)
CEMIG - 2004
BRASIL - 2001
EUROBONOSPERSPECTIVAS
27
Renegociación de deuda
AVISO STN FECHA EVENTO $ EE.UU.
266/COREF 24/01/2001 Banco do Brasil (41.200.000.00)
DEUDA
PLAZO: 3 AÑOS
TIPO: LIBOR + 3,125% anual
28
R$ 4,5 billones de desembolso de capital en 6 años
DESEMBOLSO DE CAPITAL
2000(a) 2001 1Trim./01(a) 2002 2003 2004 2005
Generación 147,4 205,5 20,7 279,0 201,3 91,2 13,8
Transmisión 8,0 71,0 5,2 71,1 96,6 104,2 94,9
Subtransmisión 40,6 73,5 3,4 86,2 130,9 121,9 126,7
Distribución 309,4 368,3 109,7 357,1 354,9 321,0 292,4
Otros 43,7 95,6 1,7 133,1 64,7 87,9 90,5
TOTAL 549,2 813,9 140,7* 926,5 848,4 726,2 618,2
* Desembolso
PERSPECTIVAS
29PROYECTOS ENERGÉTICOS
% CEMIG
MW INVERSIONES DE CEMIG MI R$
FECHA DE INICIO
Central hidroeléctrica Porto Estrela 33 112 39 Sep/01
Central hidroeléctrica Poço Fundo 100 21 8 Jun/02
Central térmica Barreiro 100 13 22 Dic/02
Central hidroeléctrica Pai Joaquim 49 23 11 2º sem./02
Central hidroeléctrica Queimado 83 105 118 Abr/03
Central hidroeléctrica Aimorés 49 330 206 Nov/03
Central térmica Sul Minas 31 500 186 Dic/03
Central hidroeléctrica Capim Branco I II 20 450 110 -
Central hidroeléctrica Irapé 100* 360 500 Abr/05
Central hidroeléctrica Funil 49 180 101 Dic/02
TOTAL 2.094 1.301
Infovias (inversiones en 2001) 21
Gasmig (inversiones en 2001) 9
* Pendiente de definición
PERSPECTIVAS
30
G E N C O1 0 0 %
5 ,5 5 4 M W
T R A N S C O1 0 0 %
4 9 ,6 3 K M
D IS C O /R E T A IL1 0 0 %
5 .1 m illion c lie n ts
G A S M IG9 5 %
1 .8 M M M 3 /d ay
P o r to E str e la3 3 %
1 1 3 M W
IN F O V IA S4 8 %
A im o r és4 9 %
3 3 0 M W
Ip a t in ga1 0 0 %
4 0 M W
S á C a r v a lh o1 0 0 %
7 8 M W
C E M IGH o ld in g
Reestructuración
de CEMIG
PERSPECTIVAS
31
EVOLUÇÃO DO ARMAZENAMENTOSUDESTE FEV/1991- FEV/2001
0
20
40
60
80
100
120
1991 1992 1993 1994 1995 1996
98%
67%
96%
81%
95%
64%
93%
49%
89%
51%
77%
44%
88%
62%
1997
83%
1998
44%
70%
1999
19%
2000
59%
23%
Niveles del embalse de la región suresteDe feb. 1991 a feb. 2001
32
Conselho de Adminis tração 190301 6
Energia Natural Afluente - Sazonalidade
Sistema de la región sureste
30338 3107830572
0
10000
20000
30000
40000
50000
MW
med
MLT 44383 47068 44135 32834 24423 20831 17194 14290 14345 17400 21939 32823
Mínimo Histórico 19529 16003 20302 15760 12944 11249 9456 7859 7316 8352 9434 11816
Seqüência3 30572 30338 31078
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
Carga Média Anual atendida por Geração
Hidráulica
Até 18/03/2001
AFLUENCIA DE AGUA: ESTACIONALIDAD
33
C o n s e l h o d e A d m i n i s t r a ç ã o 1 9 0 3 0 1 1 7
M a r ç o a A b r i l
J a n . a F e v . 6 4 % M L T 7 6 % M L T 8 8 % M L T 1 0 0 % M L T
7 2 % M L T 5 / 1 0 3 / 1 0 2 / 1 0 1 / 1 0
4 9 %
3 3 , 4 %
1 0 %1 1 %
4 4 %
3 9 %
3 3 %
2 8 / f e v 3 1 / m a r 3 0 / a b r 3 1 / m a i 3 0 / j u n 3 1 / j u l 3 1 / a g o 3 0 / s e t 3 1 / o u t 3 0 / n o v 3 1 / d e z
7 5 % M L T
S E / C O - A r m a z e n a m e n t o e m 2 0 0 1
C o r t e 5 %
C o r t e 1 0 %
C o r t e 1 5 %
S e m C o r t e
1 0 0 % M L T
8 8 % M L T
7 6 % M L T
6 4 % M L T
F i g u r a 3 . 1 . 1
T a b e l a 3 . 1 . 1
C o n c l u s õ e s - S E / C O
34
Gracias por su atención