Preguntas frecuentes

    I. Cuestiones financieras

    Tasas e impuestos

    Was there a reduction in the rate of Cofins in the 2nd quarter of 2005?

    No. Sin embargo, hay que resaltar que en el 2 do trimestre de 2005, la Compañía efectuó un ajuste en los gastos por COFINS relativos al 1 er trimestre de 2005, el cual resultó en una disminución de R$44.616 mil en los gastos reconocidos inicialmente en los resultados del período.

    De esta manera, a los efectos de calcular la alícuota efectiva de la COFINS durante el 1 er trimestre de 2005, habrá que excluir del total de los gastos la cifra correspondiente al ajuste arriba mencionado.

    ¿Cuál es el valor del arancel de licencia para usar u ocupar las franjas de dominio de las rutas - TFDR y cuándo será contabilizado?

    El Consejo de Administración de la Compañía Energética de Minas Gerais - CEMIG, en reunión que se llevó a cabo el 27/10/2005, autorizó al Estado de Minas Gerais que colecte el monto de, aproximadamente, R$26 millones relativo al arancel de licencia para usar u ocupar las franjas de Dominio de las Rutas - TFDR.

    El importe mencionado está siendo contabilizado en el resultado del 3o trimestre de 2005 como gasto operativo.

    Informamos, aún, que CEMIG esta negociando con la ANEEL para repasar la tarifa de los costos relativos a este valor.

    ¿Qué impacto ha tenido sobre Cemig la decisión de la Corte Suprema de Brasil (STF) acerca de la base de cobro de las contribuciones PIS/PASEP y COFINS?

    La Ley Nº 9.718, de 27 de noviembre de 1998, modificó la legislación federal relativa a las contribuciones PIS/PASEP y COFINS al ampliar la base de cálculo de las referidas contribuciones, considerando para efectos de facturación los ingresos por concepto de ventas de mercaderías y prestación de servicios y luego equiparando dicha facturación a los ingresos brutos, vale decir, a la totalidad de los ingresos, incluyendo los ingresos provenientes de operaciones financeiras.

    La Ley Nº 9.718 comenzó a regir en la fecha de su publicación, el día 28 de noviembre de 1998. Sin embargo, ello se produjo sin respaldo constitucional, una vez que la Enmienda a la Constitución nº 20 fue promulgada el 15 de diciembre de 1998, vale decir, en una fecha posterior a la puesta en vigor de la referida ley. De ahí que al momento de su creación esta ley no estaba acorde con los mandamientos constitucionales que regulaban su producción y su contenido.

    Con el advenimiento de la Ley Nº 10.637, de 30 de diciembre de 2002, que dispuso sobre la no acumulatividad del PIS/PASEP, y de la Ley Nº 10.833, de 29 de diciembre de 2003, relativa a la no acumulatividad de la COFINS, las respectivas bases de cálculos de los gravámenes fueron corroboradas y respaldadas por el texto constitucional en vigor. Sin embargo, el período en que rigió la Ley nº 9.718/98 siguió sin amparo constitucional.

    El impacto neto de esta acción supone un monto actualizado por R$134.768.044,98, considerando la actualización de los créditos por COFINS y PASEP sobre los ingresos financieros hasta la fecha 31 de octubre de 2005 y deduciéndose los efectos impositivos por IRPJ y CSLL sobre dichos valores, como se describe a continuación:

    Tributo Contribuciones Históricas Contribuciones Actualizadas Período
    Cofins R$111,826,345.49 R$178,463,629.04 feb/1999 a ene/2004
    PASEP R$14,955,490.38 R$25,730,378.50 feb/1999 a nov/2002
    IRPJ/CSLL - R$(69,425,962.56) -
    Impacto Líquido - R$134,768,044.98 -

    Si bien el fallo emitido el pasado 9 de noviembre sólo beneficia en un primer momento a las empresas que habían interpuesto recursos extraordinarios que ya habían sido juzgados, todo parece apuntar hacia el éxito de las demandas que aún se encuentran pendientes del fallo de las cortes, así como de los contribuyentes que pretenden dar inicio a acciones judiciales al respecto.

    Cemig interpuso una demanda judicial el pasado 8 de junio de 2005, por lo que aún estamos a la espera de que sea dictado un fallo favorable a la Compañía. Una vez esto suceda, se procederá a las debidas compensaciones y el correspondiente registro contable de sus efectos.

    Ajustes tarifarios

    ¿Existen cambios previstos en la metodología de cálculo del reajuste arancelario de energía eléctrica? ¿Cuáles son las fechas y los porcentajes de los últimos reajustes arancelarios? ¿Cuáles son las fechas previstas para nuevos reajustes? ¿Cuáles son las estimativas de CEMIG para tales reajustes?

    Las fechas y los porcentajes de los últimos reajustes arancelarios están en la tabla a continuación:

    Reajustes Arancelarios CEMIG
    1995 / 2005
    Mes / Año Índice Promedio Resolución / Ordenanza Fecha Aranceles Otros Índices
    abr/00 12.23% Resolución 87 06/04/2000 180.23    
    abr/01 16.49% Resolución 126 05/04/2001 209.95    
    Dic/01 2.90% Resolución 628 21/12/2001 216.04 Residencial, Rural e Iluminación Pública  
    Dic/01 7.90% Resolución 628 21/12/2001 216.04 Demás Clases  
    abr/02 10.51% Resolución 176 04/04/2002 238.70    
    abr/03 31.53% Resolución 165 08/04/2003 311.05 Por Grupo:  
              A1 (230 kV) 34.52%
              A2 (88 to 138 kV) 34.88%
              A3 (69 kV) 34.24%
              A4 (92.3 to 25 kV) 30.22%
              Low Tension
    (below 2.3 kV)
    30.54%
    abr/04 14.00% Resolución 83 Republicada 07/04/2004 344.18 Por Grupo :  
              A1 (230 kV) 21.91%
              A2 (88 to 138 kV) 22.27%
              A3 (69 kV) 21.59%
              A4 (92.3 to 25 kV) 16.44%
              Baja Tensión
    (debajo de 2,3 kV)
    11.84%
    abr/05 23.88% Resolución 87 06/04/2005 406.36 Por Grupo:  
              A1 (230 kV) 17.58%
              A2 (88 to 138 kV) 29.12%
              A3 (69 kV) 29.87%
              A4 (92.3 to 25 kV) 21.57%
              Baja Tensión
    (debajo de 2,3 kV)
    18.07%

     

    La novedad que existe con relación a reajustes arancelarios es la Resolución Normativa no 166, de 10/10/05, que puede obtenerse en el área de Legislación de la página de Internet de ANEEL (www.aneel.gov.br).

    Relativamente al cronograma de reajustes de CEMIG Distribuição S.A. son siempre el 7 de abril de cada ejercicio social, siendo que el mencionado reajuste solamente pasará a vigorar al día subsiguiente.

    Con referencia a las estimativas de los reajustes arancelarios, la Compañía no divulga previsiones.

    En la presentación sobre el incremento tarifario de 2006, se afirma que los importes relativos a la CVA no representan flujo de efectivo para la Compañía. Quisiera saber por qué, una vez que la CVA cubre los costos de explotación relativos al año anterior, los cuales supuestamente ya están liquidados.

    Los importes relativos a la CVA del año corriente sólo se contabilizan como gasto al momento en que se integran los ingresos; antes, se registran como un derecho, por lo que no se cargan a los resultados.

    En abril de 2009, se ha aplicado a la TUSD un ajuste medio negativo del 3,81%.

    Retribuciones

    ¿En qué consiste la propuesta de distribución en concepto de dividendo de los beneficios del ejercicio 2006, la cual se someterá a la aprobación de la Junta General Ordinaria y Extraordinaria del próximo día 26 de abril de 2006?

    El Consejo de Administración someterá a la Junta General Ordinaria y Extraordinaria la propuesta de repartir el importe de R$1.381.781 mil en concepto de dividendo, habida cuenta el beneficio neto de R$1.718.841 mil obtenido en el ejercicio 2006, en la forma que se indica a continuación:

    la cantidad de R$884.781 mil en concepto de dividendo obligatorio, que se compone como sigue:

    1. la cifra de R$169.067 mil en concepto de intereses sobre el capital propio (equivalente a R$1,0430781547 por cada mil acciones), conforme al acuerdo adoptado por el Consejo de Administración en su reunión del día 27 de abril de 2006, teniendo derecho a percibir esta retribución todos los titulares de acciones que figuren inscritos en el “Libro Registro de Acciones Nominativas” al 11 de mayo de 2006; y
    2. la cifra de R$715.714 mil en concepto de dividendo complementario (equivalente a R$2,943786152 por cada mil acciones).

    la cantidad de R$497.000 mil en concepto de dividendo extraordinario (equivalente a R$2,0441988247 por cada mil acciones).

    Tendrán derecho a percibir la retribución señalada en los puntos 1.2 y 2 todos los titulares de acciones que figuren inscritos en el “Libro Registro de Acciones Nominativas” a la fecha de realización de la Junta General, es decir, el 26 de abril de 2007. Cabe resaltar que las cifras correspondientes al dividendo complementario y extraordinario se calcularon tomando en cuenta la asignación gratuita de acciones de la misma clase y serie de las antiguas en una proporción del 50% del capital social suscrito y desembolsado a la fecha de celebración de la mencionada Junta General.

    Las nuevas acciones comenzarán a negociarse sin derecho al dividendo (ex dividendo) y a la ampliación liberada desde la fecha siguiente a la celebración de la Junta General, es decir, el 27 de abril de 2007.

    No hay ninguna incongruencia entre los valores que constan en la propuesta del Consejo de Administración a la Junta General y los que se presentan en el Estado de Cambios en el Patrimonio Neto correspondiente al ejercicio 2006. Sucede que las cifras que se recogen en el mencionado estado contable se calcularon tomando en cuenta la composición del capital social de la Compañía a 31 de diciembre de 2006.

    Por su parte, el ratio de R$10,60 por cada mil acciones que figura en la propuesta del Consejo de Administración a la Junta General se refiere al beneficio por cada mil acciones.

    ¿Cuáles son las fuentes de recursos y sus respectivas cifras, destinadas al Programa “Luz para Todos”?

    En la tabla a continuación se muestran las fuentes de recursos que se asignarán al Programa “Luz para Todos”:Cifras en millones de Reales, en moneda corriente.

    (*) Cifras preliminares. (**) Se refiere a inversiones a ser realizadas por medio de recursos propios, cuya compensación se hará en los años siguientes asignándose el 5% del Beneficio Neto, destinado a llevar a cabo proyectos de alcance social (De acuerdo al Acta de las Asambleas Generales Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas, de 30 de abril de 2002). Nota: En el Programa de Inversiones de 2005, el cual se dio a conocer por medio de Comunicado al Mercado y cuyo monto total es de R$1.289,7 mil millones, la cifra de R$127,7 millones asignada al Programa “Luz para Todos” se incluye en el rubro referente a la expansión de la Distribución, cuyo monto es de R$552,7 millones.
      R$ million Hasta 2004(*) 2005 2006 Total %
    Inversiones Totales 85.0 779.5 776.8 1,641.3 100.0
    Recursos          
    – RGR 26.6 172.9 211.9 411.4 25.1
    – CDE 31.2 203.3 249.5 484.0 29.5
    – Anticipación del Beneficio Neto (Inversiones sociales)(**) 209.3 209.3 12.7
    – Exención de ICMS 8.3 76.7 75.8 160.8 9.8
    – Recursos Propios 18.9 117.3 239.6 375.8 22.9

    El Programa “Luz Para Todos” tiene por objeto el cumplimiento anticipado de las metas de universalización del suministro eléctrico establecidas por el Gobierno Federal, de 2010 para 2006, lo cual estará condicionado a la utilización de subvenciones provenientes de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) y de financiamiento por medio de la Reserva Global de Reversión (RGR), en el período.

    ¿Cuáles son los montos por concepto de CVA considerados en el Resultado Consolidado al 31 de diciembre de 2004?

    (*) Se refiere a los costos no administrables que constituyen la CVA y que fueron transferidos al resultado, una vez que intervinieron en el cálculo del incremento tarifario de CEMIG. (**) Se refiere a las variaciones en los costos no administrables de la CVA que no forman parte de la tarifa de CEMIG, por lo que fueron excluidas del resultado.
      Gastos operativos anteriores al ajuste de la CVA Montos por concepto de CVA transferidos al resultado del período (*) Montos por concepto de CVA excluidos del resultado del período (**) Gasto efectivo reconocido en el resultado del ejercicio
       R$ R$ R$  R$
    Personal 805,718 805,718
    Personal - Administradores y Consejeros 3,279 3,279
    Participaciones de Empleados 110,101 110,101
    Obligaciones Post-empleo 106,909 106,909
    Materiales 82,961 82,961
    Servicios de terceros (subcontratados) 333,508 333,508
    Energía Adquirida para Reventa 1,279,219 174,757 25,823 1,479,799
    Depreciaciones y Amortizaciones 583,652 583,652
    Regalías 81,837 38,967 (12,781) 108,023
    Provisiones Operativas 158,866 158,866
    Cuenta de Consumo de Combustible (CCC) 406,645 (34,030) (80,468) 292,147
    Cargos por Uso de la Red Básica de Transmisión 555,518 105,026 (74,656) 585,888
    Cargos por Uso de la Red Básica de Transmisión 259,795 259,795
    Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 215,969 36,341 (14,447) 237,863
    Reversión - Provisión por RTE 104,271 104,271
    Otros gastos netos 205,905 205,905
    Total 5,294,153 321,061 (156,529) 5,458,685

    ¿Existe en el estatuto social de la Compañía alguna determinación respecto a la distribución diferencial de los dividendos entre accionistas preferentes y ordinarios?

    El Estatuto de Cemig establece, en sus artículos 5º, 6º, 7º, 28º, 29º, 30º y 31º, la política de dividendos de la Compañía.

    El artículo 5º establece que, en el supuesto de que haya reembolso de acciones, se otorgará preferencia a las acciones preferentes, las cuales percibirán un dividendo mínimo anual igual al mayor de los siguientes valores:

    • 10% (diez por ciento) calculado sobre su importe nominal;
    • 3% (tres por ciento) sobre el valor del patrimonio neto de las acciones.

    El artículo 7º establece que, en los ejercicios en que los beneficios obtenidos por la Compañía no fueran suficientes para asegurar el pago de dividendos a sus accionistas, el Estado de Minas Gerais asegurará a las acciones del capital de la Compañía que se hayan emitido hasta la fecha 5 de agosto de 2004, y que sean de propiedad de particulares, un dividendo mínimo del 6% (seis por ciento) al año, en los términos de lo dispuesto en el artículo 9º de la Ley No. 828, de 14 de diciembre de 1951, y de la Ley No. 15.290, de 4 de agosto de 2004.

    El artículo 29 establece que los dividendos se distribuirán de acuerdo a la siguiente partida:

    • el dividendo anual mínimo, asegurado a las acciones preferentes;
    • el dividendo a las acciones ordinarias, hasta un porcentaje igual al que fuera asegurado a las acciones preferentes.

    En el párrafo único de dicho artículo se dispone que la Asamblea General podrá destinar a los accionistas un dividendo adicional a lo estipulado en los apartados “a” y “b” del encabezado del presente artículo , por lo que en este caso las acciones preferentes concurrirán en igualdad de condiciones con las acciones ordinarias.

    En el artículo 28 se establece que, del beneficio neto registrado en cada ejercicio social, será distribuido un 50% (cincuenta por ciento) entre los accionistas de la Compañía por concepto de dividendo obligatorio, observadas las demás disposiciones del presente Estatuto y de la normativa aplicable.

    El artículo 30 dispone que, a partir del ejercicio social de 2005, ya sea cada dos años o en menor periodicidad, por si la disponibilidad de caja de la Compañía así lo permitiera, la Compañía utilizará la reserva de beneficios prevista en el artículo 28 del presente Estatuto de manera de distribuir los dividendos extraordinarios hasta el límite del caja disponible, sin perjuicio del dividendo obligatorio. Todo ello conforme a lo determinado por el Consejo de Administración con observancia del Plan Director de la Compañía y de la política de dividendos estipulada por el mismo.

    A raíz de ello, aunque las acciones preferentes tienen derecho a un dividendo mínimo establecido estatutariamente, la Compañía ha concedido las mismas condiciones a las acciones ordinarias en lo que respecta a la distribución de dividendos.

    Las obligaciones post-empleo aumentaron de alrededor de R$ 26 millones en el 2004 a R$ 38 millones en el primer trimestre de 2005. ¿Cuál es el nivel recurrente de dichos gastos?

    Según se mencionó en la página 68 de nuestro Informe de Resultados Trimestrales relativo al segundo trimestre de 2005, la modificación que se llevó a cabo a partir del 31 de diciembre de 2004 en la tasa de descuento de las obligaciones futuras, del 8% al 6%, supuso un aumento del valor presente de las obligaciones actuariales, lo que justificó el incremento que se observó en los gastos por obligaciones post-empleo. El nivel recurrente deberá mantenerse cerca de los valores registrados en el segundo trimestre de 2005, lo cual dependerá, sin embargo, de la rentabilidad de los activos y de la tasa de inflación.

    ¿Cuál es el nivel recurrente de gastos por servicios subcontratados a terceros?

    1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05
    75.027 91.912 69.902 96.667 69.781 106.572

    Deberá situarse cerca del registrado en el segundo trimestre de 2005. El valor relativo al primer trimestre se situó por debajo de lo normal en virtud del proceso de desverticalización y de las modificaciones que se llevaron a cabo en el SAP, ocasionando dificultades operativas en este período en lo que respecta a contrataciones y pagos.

     ¿Cuál es el nivel recurrente de provisiones de explotación?

    1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05
    84.473 16.705 (3.712) 61.400 39.073 (23.818)

    En el segundo trimestre hubo una reversión de las provisiones por demandas judicales laborales, según se puede observar arriba. Resulta difícil precisar un nivel recurrente, una vez que el valor de las provisiones de explotación es muy variable e inconstante.

    When do the energy purchase and sale agreements currently in force expire? How are the prices of these contracts adjusted for inflation?

    The energy purchase contracts of CEMIG-D, their periods of duration and the inflation correction indices to be applied, are as follows:

    (a) Contracts result from “Existing Energy Auctions” – auctions for purchase of electricity from existing enterprises:

    Type Duration Inflation indexor
    CCEAR 2005 until December 2012 IPCA
    CCEAR 2006 until December 2013 IPCA
    CCEAR 2008 until December 2015 IPCA

    (b) Contracts resulting from the “New Energy Auction” (of energy to be produced by new generation enterprises):

    Type Duration Inflation indexor
    CCEAR 2008 varying from 15 to 30 years IPCA
    CCEAR 2009 varying from 15 to 30 years IPCA
    CCEAR 2010 varying from 15 to 30 years IPCA

    The periods are different for the different generation sources: 15 years for thermal generation and 30 years for hydroelectric generation. For the bilateral contracts:

    Contract Duration Inflation indexor Comments
    Ponte de Pedra* To 2025 IGP-M * Price (base: April 2001) falls from R$ 69.00/MWh to R$ 62.00/MWh from August 2008.
    Capim Branco I Jan. 31, 2016 IGP-M  
    Capim Branco II 20 years from first delivery (until early 2027) IGP-M  

    Other energy purchases:

    Contract Duration Inflation indexor Comments
    Itaipu No duration limit (purchase is obligatory)   Tariff is regulated in US$
    Proinfa There is no contract.   Cemig-D pays these amounts compulsorily and receives corresponding amounts of energy

    What was the average generation tariff in the first half of the year - itemizing, if possible, the average for Free Consumers?

    Cemig's average tariff for all generation in the first half of 2006 (public service + independent production) was R$67/MWh, and the same average for Free Consumer was R$71/MWh.

     Please give a reconciliation for the amount published for Ebitda using only the figures for the third quarter.

    Up to June the financial updating of the RTE provision was accounted in Operational costs and expenses; starting in August it began to be accounted in Financial expenses.

    To show the calculation of Ebitda for the third quarter of 2006, as a complement to the information in Explanatory Note 2, we advise you that the amounts accounted in the first and second quarters of 2006 relating to the Provision for Losses on Recovery of Amounts of the RTE, in the amount of R$47,149,000, were reclassified to Financial Expenses. Hence the Ebitda of the third quarter of 2006 in isolation, with adjustment relating to Ebitda for the period January through June 2006, can be calculated as shown in this table:

    EBITDA (calculation procedure not reviewed by the company’s external auditors)

    Ebitda - R$ ’000 30/09/2006 30/06/2006 adjusted IN THE 3RD QUARTER
    Net profit 1,113,267 665,077 448,190
    + Provision for current and deferred income tax and Social Contribution 456,121 255,611 200,510
    + Non-operational revenue (expenses) 13,005 19,971 (6,966)
    + Financial revenue (expenses) 208,082 170,620 37,462
    – Reversion of Interest on Equity (169,067) (169,067)
    + Amortization and depreciation 479,389 302,812 176,577
    + – Minority shares 1,437 (143) 1,580
    = Adjusted Ebitda 2,102,234 2,394,124 857,353
    + Financial variations on RTE provisions for the first half of the year     47,149
    = Ebitda without adjustment     904,502

    Does Cemig have amounts of energy arising from discontinuation of contracts, for the years 2007 and 2008, which will be subject to settlement on the CCEE?

    Cemig sold power supply averaging 355 MW in the “New Energy” auction, in a single contract for 30 years, with delivery starting in 2009. For the years 2007 and 2008, part of this energy was sold in bilateral contracts and part may be settled through the CCEE. The figures for Cemig’s average sale prices for generation presented in the forecasts for the company’s results published on November 9, 2006 take into account prices of bilateral contracts already signed, estimates of prices for new contracts, and contract renewals, and also the estimates of Differences Settlement Prices (PLDs) relating to the portions to be settled through the CCEE. For the purposes of long-term forecasts, we assume a technical reserve of 100 MW average, to cover hydroelectric risks.

    It is not yet clear, after today’s video webcast on the results for 2007, whether achievement of the internal rate of return of 14.48%, on the investment in employees’ profit shares, which led to extinction of the special bonus of 16.67%, depends on the Voluntary Retirement Program (“Programa de Prêmio por Desligamento – PPD”). Could you please clarify.

    The IRR of 14.48% does not depend on the Voluntary Dismissal Program. This return was calculated assuming Cemig’s historic level of employee turnover of 300 employees/year, who will be replaced without the cost of 16.67% on their base salary. The Voluntary Dismissal Program will only accelerate this rate of turnover in the next 3 years, helping to make the return referred to even higher.

    II.  Operational questions

    Where do I find the Sources and uses of electricity statement?

    Our statements of sources and uses of electricity can be found, as soon as they are published, under “Sources and uses of electricity”.

    Cemig has a stake in the Capim Branco I hydro plant. Does Cemig buy the rest of the energy? What item in the Statement of Sources and Uses of Electricity corresponds to the electricity of Capim Branco that represents Cemig’s stake?

    Cemig’s stake in Capim Branco is 21.0526%. And, no, the rest of the electricity generated by Capim Branco is used by the other members of the Consortium in their own industrial processes. Capim Branco started commercial operation on February 21, 2006 – and thus is not in the Statement of Sources and Uses of Electricity for 2005

    Is it possible to list what amounts of electricity in the Statement of Sources and Uses of Electricity for 2005 correspond to Cemig D and Cemig GT? What is the direct flow of electricity from Cemig GT to Cemig D?

    CEMIG D:

    • From Itaipu, under obligatory contract: 12,143,511 MWh
    • Initial contract with Cemig GT: 7,587,102 MWh – Direct flow
    • Initial Contract through the Grid (with Furnas): 709,560 MWh
    • Initial Contracts with the Isolated System (Furnas): 10,130 MWh
    • Bilateral Contract (Ponte de Pedra): 444,780 MWh
    • Bought in the Regulated Market (ACR): 4,644,324 MWh
    • Bought under co-generation: 228,099 MWh
    • Bought in the CCEE: 1,020,183 MWh
    • Received from Furnas but through our own Distribution Network: 24,326 MWh
    • Generators within our own Distribution Network: 21,195 GWh

    CEMIG GT:

    • Net generation at the “Center of Gravity”: 31,042,503 MWh
    • Bought under the MRE: 335,522 MWh
    • Bought in the CCEE: 110,247 MWh

    What precisely is meant by “self-production”?

    This refers to the situation when a company – usually an industrial company –produces electricity for its own consumption. Some large consumers, with authorizations from Aneel, build generation plants to supply their own consumption needs. This electricity can replace, or complement, the volume acquired from the electricity distributor – and any excess from time to time can be sold, under authorization from Aneel.

    “Electricity bought from affiliated companies”… – which are these companies?

    Sá Carvalho S.A., Usina Térmica Ipatinga S.A., Central Termelétrica de Cogeração S.A., Horizontes Energia S.A., Usina Hidrelétrica Pai Joaquim S.A. and Rosal Energia S.A.

    What does the “take” from self-production mean

    With the self-producers who built the Igarapava hydroelectric power plant, Cemig entered into a so-called operating agreement. Under this agreement Cemig would operate the plant, receive the electricity produced, and in exchange, would guarantee continuous provision of an amount of electricity, and/or level of power (jointly referred to as the “take”) to these self-producers at the point where the Igarapava plant is linked to Cemig’s Distribution System.

    What was the amount of energy sold by Cemig D on the first quarter 2006?

    Breakdown MWH 1Q06
    Residential 1.656.875
    Industrial 1.149.179
    Retailing, Services, Others 989.765
    Rural 404.227
    Public Power 138.851
    Public Illumination 261.216
    Public Service 248.113
    Total 4.848.224

    What was the amount of energy sold by Cemig GT on the first quarter 2006?

    Consumer Category GWh 1Q06
    Free Consumers 4.593
    Wholesale Supply 2.310
    – To Cemig Group 225
    – Under Bilateral Contracts 2.085
    Total 6.903

     What is the energy carried by Cemig D?

    (1) Refers to the quantity of electricity for calculation of the regulatory charges charged to free consumer clients ("Portion A") (2) Total electricity distributed (3) Sum of the demand on which the TUSD is invoiced, according to demand contracted ("Portion B")
    CEMIG D Market
    Quarter Captive Consumers (GWh) TUSD ENERGY1 T.E.D2 TUSD PICK3 (GW)
    1Q 08 5.179 4.082 9.261 21
    2Q 08 5.525 4.364 9.889 21
    3Q 08 5.793 4.597 10.390 21
    4Q 08 5.857 4.368 10.225 21
    1Q 09 5.448 3.269   8.717 21
    2Q 09 5.478 3.593   9.071 21
    3Q 09  5.666 3.915   9.581 22
    4Q 09 5.740 4.304 10.043 22
    1Q 10 5.613 4.385  9.998 23
    2Q 10 5.710 4.914  10.625 24
    3Q 10 5.841 5.047  10.888 25
    4Q 10 5.938 4.927  10.865 25
    1Q 11 6.034 4.797  10.831 25

    Production and purchase of electricity

    How much electricity has Cemig D bought for resale this year?

    Source GWh
    Up to March 2014 Up to March 2013  
    Itaipu 1.541 2,047
    Sold under Proinfa program 144 148
    Nuclear energy quotas (Angra I and II) 271 273
    Physical guarantee quota contracts 1,756 1,740
    ‘Bilateral contracts’ prior to Law 10.848/2004 438 420
    Auctions in Regulated Market 2,885 2,797
    Spot Market (CCEE) 1,264 274
    TOTAL SUPPLY BOUGHT 8,299 7,699

    How much capital expenditure is planned for the Capim Branco I, Capim Branco II, Aimorés and Irapé plants?

    Plant Planned capex (July 2005 R$ '000)
      2005 2006 2007
    Capim Branco I 9,943 4,545 28
    Capim Branco II 11,780 9,835 3,056
    Aimorés 84,746    
    Irapé 344,700 12,737 3,700

    When do the energy purchase and sale agreements currently in force expire? How are the prices of these contracts adjusted for inflation?

     The energy purchase contracts of CEMIG-D, their periods of duration and the inflation correction indices to be applied, are as follows:

    (a) Contracts result from “Existing Energy Auctions” – auctions for purchase of electricity from existing enterprises:

    • CCEARs 2005 Until December 2012 IPCA
    • CCEARs 2006 Until December 2013 IPCA
    • CCEARs 2008 Until December 2015 IPCA

    (b) Contracts resulting from the “New Energy Auction” (of energy to be produced by new generation enterprises):

    • CCEARs 2008 varying from 15 to 30 years IPCA
    • CCEARs 2009 varying from 15 to 30 years IPCA
    • CCEARs 2010 varying from 15 to 30 years IPCA

    The periods are different for the different generation sources: 15 years for thermal generation and 30 years for hydroelectric generation. For the bilateral contracts:

    • Ponte de Pedra* to 2025 IGP-M * Price (base: April 2001) falls from R$69.00/MWh to R$62.00/MWh from August 2008.
    • Capim Branco I Jan.31,2016 IGP-M
    • Capim Branco II 20 years from first delivery (until early 2027) IGP-M

    Other energy purchases:

    • Itaipu No duration limit (purchase is obligatory) Tariff is regulated in US$
    • Proinfa There is no contract. Cemig-D pays these amounts compulsorily and receives corresponding amounts of energy

    Can you please state the assured energy and date of expiration of the Company's concession, for each of Cemig's power plants?

    **In accordance with Article 12 of CVM Instruction 358, of January 3, 2002, the concession contracts of the Jaguara and São Simão hydroelectric plants have clauses of guarantee of the right to renewal of the concession, in the terms of Law 9074 of July 7, 1995, as amended by Laws 9648/98 and 10848/04; these two concessions will expire for the first time in 2013 and 2015, respectively. * Plants of which the concessions have already been renewed by the Mining and Energy Ministry, under Law 9074 of July 7, 1995: Emborcação and Nova Ponte: Assured average 773 MW; installed capacity 1,702 MW; concessions renewed up to 2025; Camargos, Itutinga, Salto Grande and Três Marias: Assured average 363 MW; installed capacity 596 MW; concessions renewed until 2015; Volta Grande: Assured average 773 MW; installed capacity 380 MW; concessions renewed up to 2017; 13 Small Hydroelectric Plants: Total assured average 44.242 MW; installed capacity 87.9 MW; concessions renewed up to 2015.
    Plant Installed
    capacity
    (MW)
    Assured
    energy (1)
    (average MW)
    Start of operation Installed
    capacity as
    % of total
    Expiry of
    concession or
    authorization
    Cemig
    stake
    Principal hydroelectric plants
    São Simão ** 1,710 1,281  1978  24.80 January 2015 100.0%
    Emborcação * 1,192 497 1982 17.29 July 2025 100.0%
    Nova Ponte * 510 276 1994 7.40 July 2025 100.0%
    Jaguara ** 424 336 1971 6.15 August 2013 100.0%
    Miranda 408 202 1998 5.92 December 2016 100.0%
    Três Marias * 396 239 1962 5.74 July 2015 100.0%
    Volta Grande * 380 229 1974 5.51 February 2017 100.0%
    Irapé 360 206 2006 5.22 February 2035 100.0%
    Aimorés 162 84 2005 2.35 December 2035 49.0%
    Salto Grande * 102 75 1956 1.48 July 2015 100.0%
    Funil 88 44 2002 1.28 December 2035 49.0%
    Queimado 87 48 2004 1.26 January 2033 82.5%
    Sá Carvalho 78 58 2000 1.13 December 2024 100.0%
    Rosal Energia 55 30 2004 0.80 May 2032 100.0%
    Itutinga * 52 28 1955 0.75 July 2015 100.0%
    Baguari 48 27 2009 0.69 August 2041 34.0%
    Amador Aguiar I 51 33 2006 0.73 August 2036 21.1%
    Amador Aguiar II 44 28 2007 0.64 August 2036 21.1%
    Camargos * 46 21 1960 0.67 July 2015 100.0%
    Porto Estrela 37 19 2001 0,54 July 2032 33.3%
    Igarapava 30 24 1999 0.44 December 2028 14.5%
    Small hydro plants 183 96 2.66
    Plants operated by Light
    Fonte Nova 34 27 0.49 25.5%
    Ilha dos Pombos 48 29 0.69 25.5%
    Nilo Peçanha 97 86 1.41 25.5%
    Pereira Passos 26 13 0.37 25.5%
    Santa Branca 14 8 0.21 25.5%
    Thermoelectric plants
    Igarapé 131 71 1978 1.90 August 2024 100.0%
    Ipatinga 40 40 2000  0.58 December 2014 100.0%
    Barreiro 13 11 2004 0.19 April 2023 100.0%
    Wind plants
    Morro do Camelinho 1 0 1994 0.01 Not defined 100.0%
    Praias do Parajuru 14 6 2009 0.20 September 2032 49.0%
    Praia de Morgado 14 5 2010 0.20 September 2032 49.0%
    Volta do Rio 21 5 2010 0.30 September 2032 49.0%
    TOTAL 6,895 4,182 100

     What is the evolution of the Cemig's  staff  since 2008?

    Year Month Cemig H Cemig GT Cemig D Total
    2008 MARCH 222 2,265 8,311  10,798
    JUNE 215 2,193 8,050  10,458
    SEPTEMBER 215 2,186 8,041  10,442
    DECEMBER 225 2,166 8,031  10,422
    2009 MARCH 230 2,136 7,844  10,210
    JUNE 231 2,117 7,796  10,144
    SEPTEMBER 230 2,056 7,551  9,837
    DECEMBER 244 2,041 7,461 9,746
    2010
     
    MARCH 252 2,136 7,844  10,210
    JUNE 231 2,117 7,796  10,144
    SEPTEMBER 242 1,860 6,847  8,949
    DECEMBER 229 1,823 6,807  8,859
    2011 MARCH 234 1,805 6,743  8,782
    JUNE 236 1,805 6,702  8,743
    SEPTEMBER 236 1,803 6,691 8,730
    DECEMBER 233 1,798 6,675 8,706
    2012 MARCH 231 1,786 6,601 8,618
    JUNE 229 1,759 6,480 8,468
    SEPTEMBER 227 1,737 6,437 8,401
    DECEMBER 229 1,724 6,415 8,368
    2013 MARCH 221 1,712 6,398 8,331
    JUNE 204 1,561 5,974 7,739

    Regarding the Material Announcement about the acquisition of MDU shares in the companies ENTE, ERTE and ECTE, I would like to know what is the amount that Cemig expects to pay for this acquisition.

     The total amount is roughly R$ 100 million (one hundred million reais), in prices as of September, 30th 2009. However, the final amount will only be determined on the closing date, after the other partners exercise their rights of first refusal. In due course, Cemig will make public the final amount of this acquisition.

    I request an explanation on the percentage of the capital of Light S.A. that Cemig will be acquiring for the price of US$340,455,675.00, as mentioned in the Material Announcement of March 24, 2010, if the option referred to is exercised.

     If the sale option is exercised, Cemig will acquire 100% of the share units of LUCE INVESTMENT FUND, which holds 75% (seventy five per cent) of the shares of LUCE BRASIL FUNDO DE INVESTIMENTO EM PARTICIPAÇÕES. The result would be that Cemig would acquire 19,932,112 (nineteen million nine hundred thirty two thousand one hundred twelve) common shares in Light S.A., representing 9.75% (nine point seven five per cent) of its total and voting capital for the price of US$340,455,675.00 (three hundred forty million four hundred fifty five thousand six hundred seventy five United States dollars), from which would be deducted any dividends and Interest on Equity paid or declared by Light S.A. in the period starting on December 1, 2009 up to and including the date of the exercise of the option, if any.

    What were Cemig's generation portfolios in MW on December 31, 2015 , including the projects in development?

    CEMIG – Generation portfolio, in MW*
    Stage Hydro Plants Small Hydro Plants Wind Power Solar Thermal Plants Total
    In operation 7,195 257 158 31 144 7,785
    Under construction/contracted 1,699 29 658 45 2,431
    In developing 10,802 392 42 1,000 12,236
    Total 19,696 286 1,208 118 1,144 22,452
    Demás Clases
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